Архив меток: нефтесервис

Гидроразрыв 2.0: Америка объявила о второй сланцевой революции

Нефтяным компаниям США удалось снизить себестоимость добычи углеводородов
Читать далее

Доклад Сечина на ПМЭФ-2017: Нефтяной рынок – на пути к балансу и устойчивому развитию

https://www.rosneft.ru/press/news/item/186793/

Избранное из текста к презентации
I. ПОСЛЕДНИЕ СОБЫТИЯ И СОСТОЯНИЕ РЫНКА

… В.В. Путин внес важный вклад в достижение договоренности группы производителей нефти на международном уровне. Это повлияло на улучшение ситуации на рынке, а достигнутый в итоге ценовой уровень в 50 долл. за баррель и выше полезен для российского бюджета и российских компаний, но это состояние рынка не является устойчивым.

Так называемая «договоренность ОПЕК и стран не ОПЕК», основной вклад в которую вносят Саудовская Аравия и Россия, дает рынку «передышку», но это сложно считать системными мерами, эффект от которых приведет к долгосрочной стабилизации. Ряд крупных производителей, которые не участвуют в данных договоренностях, активно используют конъюнктуру для усиления собственной рыночной позиции, что скорее создает предпосылки для новой нестабильности, нежели для выхода на траекторию устойчивого развития. Так, сланцевые производители в США стали крупными экспортерами в объеме свыше 1,3 млн барр./сут. Майские данные, опубликованные вчера показывают, что добыча в США достигла максимума за последние 21 месяц, составив свыше 9,3 млн барр./сут, значительно вырос и экспорт сырой нефти из США – до 1,3 млн барр./сут.

Страны, входящие в ОПЕК, но находящиеся вне расчетных квот, сообщают об активном росте добычи – в Нигерии на 100 тыс. барр./сут и Ливии на 210 тыс. барр./сут. По оценкам некоторых экспертов, по итогам мая общая добыча ОПЕК превысила определенные ноябрьским Соглашением объемы на 450 тыс барр./сут.

Таким образом, можно констатировать, что период низких нефтяных цен пришел надолго. В течение прошедшего года цены зафиксировались в диапазоне от 45 до 50 долларов за баррель Brent – на короткое время превышая этот интервал – а волатильность рынков и неопределенность значительно выросли.

В этих условиях, аналитики уже рассматривают сценарии с ценовыми параметрами 50-40 и даже 30 долл. за баррель. Достаточно длительная балансировка рынка на уровне 40 долларов за баррель выведет половину производства на уровень убыточности – прежде всего, на глубоководных проектах Бразилии, на нефтяных канадских песках, создаст проблемы и для сланцевых производителей, за исключением высокоэффективных участков Пермского бассейна. Как следует из слайда, Россия, Саудовская Аравия, ряд эффективных проектов США, Иран и проекты в некоторые других странах сохранят конкурентоспособность, но рынку потребления это не поможет.

К сожалению, неопределенность на рынке также приводит к обострению борьбы за рынки потребления, и я вынужден констатировать, что сегодня всеми участниками рынка ведется подготовка к увеличению объемов добычи и усилению борьбы за рынки сбыта. Мы должны согласиться с тем, что если отрасли необходима устойчивая и долгосрочная стабильность, – в регулировании производства должны участвовать все крупные производители. Поэтому, в текущем состоянии, мы не можем говорить о стабилизации или устойчивом переломе негативных рыночных тенденций.

II. РАСТУЩИЙ СПРОС НА ЭНЕРГИЮ, РОЛЬ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ И АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ИСТОЧНИКИ

Важно отметить, что сейчас, впервые с 2010 года, наблюдается рост экономической активности одновременно в развитых и развивающихся странах. Растущая мировая экономика предъявляет уверенный спрос на энергию

несмотря на рыночный и растущий спрос со стороны потребителей энергии, существует очевидный диссонанс регуляторной повестки с задачами эффективного удовлетворения растущего спроса.

Во-первых, это касается использования доходов от классической углеводородной энергетики для неоправданного субсидирования альтернативной энергетики.

В 2016 году общий темп снижения энергоемкости мировой экономики составил всего лишь немногим более 1,0%. Учитывая снижение роли угля по экологическим причинам, ограничение роли атомной энергетики, значительная нагрузка в покрытии этих потребностей ляжет на газ, жидкие углеводороды и потенциально возобновляемые источники энергии (ВИЭ).

Вопрос для участников сегодняшней дискуссии – в какой мере ВИЭ готовы взять на себя роль основного ресурса покрытия растущего спроса? Представляется, что эти возможности достаточно ограничены.

Хорошим и важным примером для нефтяной отрасли в ответе на такой вопрос о новых источниках энергии является роль и динамика развития рынка электромобилей.

Скорее всего, в отдаленной перспективе электромобили займут свое место в растущем парке средств обеспечения мобильности населения и бизнеса. Это в определенной степени скажется на темпах потребления, но не приведет к вытеснению нефтепродуктов и использованию газа на транспорте.

Более серьёзное изменение роли электромобилей будет требовать переосмысления и задач энергетической безопасности, и требований к производству основных компонентов этих продуктов, и масштабных, связанных с ростом этого сектора инвестиций, которые регуляторами зачастую не рассматриваются.

По оценкам ведущих инвестиционных банков, для снижения мирового потребления нефти всего на 2% к 2035 году необходимо будет построить в 2020-30 гг. предприятия по выпуску аккумуляторов мощностью производства более 500 гигаватт-часов аккумуляторного заряда. При этом, запланированные к вводу до 2020 года мощности не превышают 35 гигаватт-часов, т.е. требуется 15 кратное увеличение мощностей! Уже сегодня строящиеся мощности реализуются с задержками сроков. Производство аккумуляторов в таких масштабах будет требовать принципиально других объемов потребления никеля, лития, кобальта. При этом, основным поставщиком того же кобальта – одного из ключевых компонентов аккумуляторов на рынок электромобилей – будет Демократическая Республика Конго (более 50% мирового производства и запасов).

Вопрос для обсуждения – энергобезопасность развитых стран увеличится или уменьшится при переносе принятия решений в новые географии в сравнении сегодняшней распределенной моделью принятия решений?

Да, сегодня уже появились электромобили, хотя о полномасштабном коммерческом успехе говорить рано – объемы продаж малы и зависят от налоговых и акцизных стимулов в разных странах. На сегодня доля электромобилей не превышает 1,0% в общем объеме продаж в США (около 157 тысяч единиц по итогам 2016 года), 1,3% в ЕС (212 тысяч единиц), 1,7% в КНР (351 тысяча единиц). Единственная страна, где доля электромобилей в продажах вышла на серьезный уровень – 24% от общих продаж это Норвегия. Причина проста – уровень субсидий в Норвегии для такого автомобиля составляет 18-19 тыс. долл. (для сравнения – 6-8 тыс. долл. в США и других странах ЕС). Также, давайте не будем забывать о других важных «деталях»:

– электромобили значительно дороже автомобилей с двигателями внутреннего сгорания;
– зарядка электромобиля является весьма продолжительной по времени, что не слишком удобно для вечно спешащих автомобилистов;
– актуальны вопросы эффективного хранения электроэнергии, а также экологичности производства аккумуляторов и их последующей утилизации;
– распространение зарядной инфраструктуры достигло значительных масштабов пока только в США, ЕС, Японии; в целом создание достаточно разветвленной сети заправок и сопутствующей инфраструктуры только начинается; пока эти вопросы не решены;
– во многих регионах, в частности, в Евросоюзе, налоги и акцизы на нефтепродукты составляют немаловажную часть бюджетных поступлений, направляемых, в том числе, на социальные цели. Пока производители ВИЭ и потребители электромобилей скорее привыкли к обратному – к государственным дотациям;
– неясно, как будет удовлетворяться дополнительный спрос на электроэнергию, который будет порождать массовое развитие сектора электромобилей (здесь придется увеличивать генерацию и находить решения по развитию сетей);
— бесспорно, проблему будет представлять эксплуатация электромобилей в зимних условиях в регионах с суровым климатом, так как в этих условиях происходит быстрая разрядка аккумуляторов.

По итогам наших недавних обсуждений с рядом европейских регуляторов мы видим подтверждение, что электромобили не пользуются ожидаемым спросом в таких ключевых экономиках, как Германия и другие крупные страны Евросоюза, что ставит под сомнение возможность того взрывного роста спроса, про который говорили некоторые аналитики.

В этих условиях оценка рынком перспектив производителей электромобилей, на наш взгляд, существенно завышена. Так, оценка стоимости компании Tesla базируется на крайне агрессивных планах по росту продаж – ежегодный темп прироста в 90% в течение 4 лет для достижения цели в 1 миллион автомобилей в год, запланированный компанией темп запуска новых моделей и строительства обеспечивающей инфраструктуры являются крайне сложными задачами. Половина из недавно привлеченных Tesla 1,2 млрд долл. были потрачены уже в 1-ом квартале 2017 года и есть безусловные вопросы по экономической состоятельности бизнес модели. Поэтому и J.P.Morgan и ряд других инвестбанков считают, что текущая рыночная капитализация компании Tesla (56 млрд. долл.) существенно – почти в два раза – превышает ее фундаментальные показатели. Надеюсь, что 6 июня на собрании акционеров Tesla рынок услышит ответы на многие из этих непростых вопросов.

Таким образом, до тех пор, пока отрасль электротранспорта не станет столь же удобной и привлекательной для потребителей, как и автомобили с двигателями внутреннего сгорания, перспективы электромобилей остаются в значительной степени неопределенными. Те же самые проблемы касаются и других источников альтернативной энергии – они характеризуются неустойчивыми государственными субсидиями и отсутствием возможности работы в базовом режиме электропотребления.

Поэтому, безусловной истиной остается тот факт, что углеводородная энергетика была и будет востребована.

Аналитики сходятся на том, что доля жидких углеводородов в покрытии мирового энергопотребления несколько снизится, но и в дальней перспективе будет выше 25-28%, роль газа – как высокоэкологичного источника – будет только расти. Поэтому мы призываем привести регуляторную и фискальную повестку в соответствие с фундаментальными задачами эффективного обеспечения мировых потребителей энергией.

III. КРАТКО- И СРЕДНЕСРОЧНЫЕ РИСКИ

С этой точки зрения важно отметить, что за период последнего кризиса произошло значимое снижение объемов инвестиций в новые проекты.
В 2016 году операционные и капитальные затраты в мировой разведке и добыче составили около 860 млрд долл., что на 33% ниже, чем в 2014 году (1,3 трлн долл.). Прежде всего, компании сокращали бюджеты на разведку. В результате прирост запасов нефти не компенсировал добычу. Так, в 2014-2016 годах инвестиции в разведочное бурение упали в 2,7 раза. Отрасль потеряла 2-3 года эффективной геологоразведки, которые на горизонте 5-7 ближайших лет могут сказаться дисбалансом в соотношении мирового спроса и предложения.

Оценки масштабов складывавшегося в последние кварталы превышения добычи над спросом, озвучиваемые ведущими аналитическими агентствами, существенно различаются между собой – по состоянию на 4-ый квартал 2016 года в диапазоне от 0,6 млн барр./сут до 1,1 млн барр./сут. Это само по себе затрудняет достижение равновесия на рынке.

Скоординированное поведение участников отрасли нуждается в получении четких сигналов, но очевиден недостаток надежно обоснованных данных по состоянию рынка. Так, в США до первой сланцевой революции 2009-2011 гг. не было острой необходимости в формировании детальной информации о динамике нефтяной добычи на горизонте недели. Рынок стал ориентироваться на «заменители» данных по добыче в виде динамики коммерческих запасов. Но на этот показатель влияли многие факторы совсем иного характера – от изменения объемов нефтепереработки до масштабов хранения нефти и нефтепродуктов. Также произошло изменение роли коммерческих запасов нефти в мире, управление ими превратилось в самостоятельный бизнес, ставший менее чувствительным к краткосрочным колебаниям спроса и предложения.

Спекулятивная торговля фьючерсными контрактами усиливает волатильность на рынке. За последнее время объемы этой торговли на двух крупнейших мировых товарно-сырьевых площадках в Нью-Йорке и Лондоне марками WTI и Brent соответственно достигли исторического максимума, более чем в три (!) раза перекрыв объемы чисто финансовой торговли десятилетней давности.

Само функционирование нефтяного финансового рынка все больше развивается по собственным законам и в соответствии с интересами рыночных спекулянтов, при этом оказывая сильное воздействие на развитие физического рынка. Можно утверждать, что сегодня финансовые рынки – динамика которых по объемам торгов более чем на 70% определяется североамериканскими торговыми площадками – выступают в роли своеобразных регуляторов. Это проявляется и в различных возможностях доступа к заемному и акционерному капиталу у разных компаний сектора.

К сожалению, эти и другие объективные проблемы создали условия для расширения методов манипулирования рынком, о которых мы говорили год назад, и подтвердили чувствительность рынка к манипулированию путем генерирования и распространения ложных сигналов, отвлечения внимания участников на второстепенные факторы.

В 2016 году фиксировались длительные периоды исключительно высокой ценовой волатильности рынка. Так, в 1-м квартале 2016 года волатильность производных финансовых инструментов (индекс OVX – Oil Volatility Index) составляла 65-70%. Эта волатильность и сами ценовые скачки многократно превосходили масштабы реальных изменений рыночного баланса спроса и предложения. В I квартале 2017 года вмененная волатильность снизилась до 25-30%, это признак временной стабилизации.

На физическом рынке стабильный рост спроса на нефть так и не привел в прошлом году к достижению баланса с поставками, поскольку временное снижение добычи в США, было компенсировано инерционным ростом добычи по ранее начатым крупным проектам вне ОПЕК и, главным образом, ростом добычи теми странами-членами ОПЕК, которые пытались таким образом компенсировать падение своих доходов. Со своей стороны, российские компании активно выходят на новые рынки, наладив эффективный диалог с партнерами в азиатско-тихоокеанском регионе. Отечественные компании наращивают инвестиции в импортозамещение, активно реализуя проекты с зарубежными компаниями. Российский нефтяной рынок, по оценкам Financial Times и Wall Street Journal, успешно развивается и привлекает капитал, несмотря на внешние ограничения. Отдельно нельзя не отметить выдержку и качество работы российских регуляторов, в меньшей мере ориентированных на политическую конъюнктуру и в большей – на обеспечение интересов развития отрасли.

Делая более общий комментарий, можно сказать, что идёт «нивелирование» характера собственности отрасли – даже частные компании в результате применения санкционных механизмов регулирования вынуждены участвовать в политических процессах. Стираются грани между частным и публичным сектором – это касается как цен сбыта нефтепродуктов, так и выбора тех или иных проектов для реализации путём прямых указаний регулирующих органов, таких, как OFAC. Часто это происходит в ущерб собственным акционерам, и я не удивлюсь, если на другой стадии цикла этот вопрос будет гораздо более активно подниматься собственниками компаний, которые вынуждены принимать ситуацию с упущенной выгодой.

Выход цен в 1-ом квартале 2017 года на уровень 50-55 долларов за баррель привел к возвращению осторожного инвестиционного оптимизма в отрасли, сокращению волатильности. В то же время, неуверенность в реальном состоянии баланса, рост добычи в странах ОПЕК, не участвующих в Соглашении, и активная разработка сланцевых запасов в США привели в начале мая к выходу цен из этого коридора и создали риски дестабилизации рынка. Парадоксальным образом недавнее достижение договоренности о продлении Соглашения на 9 месяцев произвело эффект «короткой волатильности» и даже привело к падению цен, которые впоследствии скорректировались.

Медленнее всего происходит восстановление активности в крупных долгосрочных проектах мейджеров. Так, количество запущенных крупных проектов в 2015-2016 гг. сократилось в 4-5 раз по сравнению с уровнем 2008-2012 гг., снизившись до минимальных значений, наблюдавшихся только в конце 1990-х и начале 2000-х годов, когда цена нефти составляла всего 20-25 долларов за баррель (в сегодняшних реальных ценах это около 30-35 долларов).

Это объясняется рядом факторов:
– объективным качеством их ресурсной базы, относительно низкой – в сравнении с крупными национальными компаниями – обеспеченностью высококачественными ресурсами с конкурентоспособными удельными затратами на разведку и разработку;
– ранее принятыми решениями, в том числе в отношении финансирования проектов с высокой точкой безубыточности, которые в текущей ценовой реальности являются нерентабельными.

Кроме того, традиционные сильные стороны мейджеров – передовые технологии, оперативность принятия решений, координация на рынке, большие объемы своповых операций – все активнее используются национальными компаниями, и мейджеры, основу бизнес-модели которых прежде всего составляют технологии, сейчас конкурируют не столько с другими мейджерами, сколько со странами-производителями и их национальными компаниями, активно выходящими на международный рынок.

Совсем не очевидно, что сегодня компании-мейджеры будут самыми лучшими покупателями традиционных ресурсов; национальные компании вполне конкурентоспособны с ними и уже приобрели необходимые опыт и компетенции при реализации крупных и сложных проектов. Вклад национальных компаний в мировую добычу более чем в три раза превышает долю мейджоров.

В результате мы все более отчетливо наблюдаем усиление национальных нефтегазовых компаний, в том числе Saudi Aramco, Qatar Petroleum, китайских CNPC и Sinopec. Причем их активность распространяется не только в своих странах, но и в глобальном масштабе.

В частности, китайские национальные нефтегазовые компании ведут активную работу по усилению международного присутствия, приобретая доли в проектах не только в развивающихся странах, но и в США, Канаде, Великобритании.

Также мы можем говорить о политической и экономической интеграции стран Шелкового пути. Китай активно создает зону особого экономического партнерства, связанного, в том числе, с поставками и переработкой нефти, нефтехимией. Фактически, складывается новый энергетический хаб, который будет иметь собственные индикаторы и тем самым сможет снижать влияние традиционных центров торговли нефтью, таких как лондонская биржа ICE, нью-йоркская NYMEX и чикагская CME.

Аналогичные стратегии реализуют и индийские компании, скоординированная политика которых и возможная консолидация поддерживаются на высоком государственном уровне.

IV. Гармонизация условий функционирования на нефтяном рынке

Так, например, важным фактором как для ОПЕК в целом, так и для Саудовской Аравии как крупнейшего участника организации в частности, является предстоящее IPO холдинга Saudi Aramco. Уже сейчас можно утверждать, что оно станет одним из самых значимых событий в мировой энергетике.

Отметим активную государственную политику руководства Саудовской Аравии, направленную на поддержку национальной нефтегазовой компании. Особенно впечатляет кардинальный пересмотр налоговой системы Саудовской Аравии в пользу повышения инвестиционной привлекательности компании Saudi Aramco, что обеспечит радикальное снижение налоговой нагрузки и рост дивидендов.

Также благоприятные условия созданы и в нефтяной отрасли США, остановлюсь на них.

Реакция сланцевой добычи в США даже после снижения цен ниже точки безубыточности была замедленной, и только в конце 2015 года падение объемов добычи стало отчетливо проявляться. Общая добыча жидких углеводородов в США в условиях кризиса снизилась примерно на 0,8-1 млн барр./сут. При этом сланцевая добыча внесла основной вклад в это падение, снизившись примерно на 600-700 тыс. барр/сут.

Сказались ряд факторов:
– постоянный технологический прогресс в отрасли, который в стрессовых условиях кризиса только ускорился. Отмечу, что технологические вызовы стоят и будут стоять в обозримой перспективе перед всеми нами в условиях растущей конкуренции;

– гибкость американской нефтяной отрасли в целом, включая избыточность сервисных и транспортных мощностей в период кризиса и возможность давления заказчиков на стоимость услуг сервисных компаний, развитые механизмы хеджирования, возможности оперативного изменения планов бурения, развитая сеть нефте- и газопроводов.

Положение в сланцевой отрасли США по-прежнему очень неоднородно – на многих месторождениях продолжается стагнация или спад, но появились лидеры роста, и прежде всего Пермский бассейн. Думаю, что, одновременно с восстановлением активности в сланцевой отрасли, мы стоим на пороге довольно заметного роста затрат, обусловленного увеличением спроса на услуги сервисных компаний и потребностью в значительных инвестициях для его удовлетворения. Не исключаю, что «новая волна» инфляции затрат может затронуть и другие страны.

Наши укрупненные оценки показывают, что изменение цены WTI приводит к изменению количества активных буровых установок на нефть и газ с лагом около 4 месяцев, а число активных буровых установок является наилучшим показателем количества ввода новых скважин через два месяца. Таким образом, изменение цены нефти приводит к изменению добычи сланцевой нефти в США примерно через 5-6 месяцев.

В целом мы наблюдаем оптимизм аналитиков в отношении ожидаемого роста сланцевой добычи в США в 2017 году – сейчас это 700-1000 тыс. барр./сут. Такая динамика обусловлена, прежде всего, ростом производительности в сланцевой отрасли в США. Так, в 2016 году по сравнению с 2014 годом капитальные затраты по проектам снизились на 71% и на 60-70% снизился объем бурения горизонтальных скважин. Несмотря на это, на 47% повысилась проходка на буровую установку, а стоимость прироста новой добычи нефти снизилась вдвое.

Еще более оптимистично видятся перспективы роста в 2018 году – порядка 1,5 млн барр./сут. Таким образом, сокращение добычи в рамках соглашения стран ОПЕК и стран не-ОПЕК может уже к середине 2018 года быть в значительной мере компенсировано ростом добычи сланцевой нефти в США.
При этом для сланцевой добычи в США созданы исключительно благоприятные условия:
– текущие налоговые платежи, если учесть широко применяемые стимулы, по данным компании Rystad Energy, не превышает 10-15%;
– новые налоговые инициативы правительства США в части снижения налога на прибыль создадут дополнительные преференции;
– развитые финансовые рынки со всем набором инструментов – дешевым финансированием, хеджированием

Конечно, необходимо отметить, что существует ряд факторов, которые могут замедлить восстановление сланцевой добычи, в их числе инфраструктурные ограничения, масштаб требуемых инвестиций, ограничения стоимость сервисных подрядчиков. Возможно, ряд этих ограничений будет преодолен в рамках реализации новых энергетических инициатив США.

Вместе с добычей нефти в США увеличивается и добыча попутного газа, избыток предложения которого создаст дополнительные предпосылки для развития экспорта американского СПГ на перспективные и высоко конкурентные рынки стран АТР и Европы. При этом на европейском газовом рынке конкуренция обещает быть еще более жесткой, учитывая большие объемы поставок трубопроводного газа не только из России, но и из стран Африки и Норвегии.

Важным фактором стал рост производства в США «газовых жидкостей» – именно он привел к тому, что общая добыча жидких углеводородов в США за период кризиса снизилась всего на 200 тыс. барр./сут. Фактор расширения производства «газовых жидкостей» будет вносить важный вклад в рост американской добычи в среднесрочной и долгосрочной перспективе и давать мощный стимул развитию нефтегазохимии.

Суммируя, подчеркнем, что способность определять глобально конкурентоспособный регуляторный режим – включая налоговые и другие факторы – является залогом устойчивого качественного роста для производителей нефти, и пример США здесь является показательным.

Нефтяная отрасль России также имеет свои особенности в части способности финансировать собственное развитие, прежде всего, за счет внутренних финансовых резервов и генерируемых денежных потоков. Доля России в покрытии мирового спроса оставалась в последние годы в целом стабильной, так что обусловленный реализацией бизнес-планов компаний рост добычи (порядка 2% в год) лишь незначительно превышал темпы роста спроса (порядка 1,5-1,7% в год).

Устойчивость российской нефтедобычи, на мой взгляд, была недооценена рынком.
Теперь причины этого феномена хорошо объяснены – они состоят в качестве российской ресурсной базы, успешном развитии собственных технологических и сервисных компетенций, активной работы по снижению затрат, эффективных приобретений, высокой корпоративной ответственности.

В целом инвестиции российского нефтяного сектора в рублевом выражении (а большинство статей затрат выражаются в рублях) в условиях кризиса росли, увеличивалась и добыча.

В России ряд компаний, включая «Роснефть», уже несколько лет назад приняли инвестиционные решения, реализация которых влечет рост добычи. Конечно, мы их корректируем в соответствии с пониманием важности достижения глобального баланса. Думаем, что по мере роста потребности рынка в новых поставках мы сможем внести значимый вклад в их удовлетворение.

Отмечу готовность во многих странах к снижению фискального бремени на бизнес. Представляется, что и другим регуляторам отрасли, включая ответственных российских регуляторов, важно отслеживать такие процессы для обеспечения конкурентоспособности отрасли.

V. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОГРЕСС И НОВЫЙ ОБЛИК НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ

Мы неоднократно подчеркивали важность технологических сдвигов в энергетике в целом и в нефтегазовой отрасли в том числе. Без технологических прорывов было бы невозможно многое из того, что мы сейчас обсуждаем и на чем мы строим перспективу нашего бизнеса.

Отдельно хочу отметить процессы, происходящие на рынке сервисных услуг.

Компании переходят к интегрированной модели поставщиков комплексных услуг и оборудования – это не только способствует развитию технологических компетенций, но также позволяет диверсифицировать риски и повысить финансовую устойчивость. Важную роль будут продолжать играть процессы слияний и партнерств для обеспечения синергии совместного использования компетенций (технологических, рыночных, производственных, финансовых) их участников. Знаковой в этом плане стала сделка по объединению Baker Hughes, одной из компаний «Большой нефтесервисной тройки», с компанией General Electric Oil and Gas, создающая синергию активов и усиливающая роль обеих компаний в отрасли, а также в значительной степени иллюстрирующая изменение роли нефтесервисного сектора как такового.

Нужно находить и более активно использовать инструменты развития отрасли, отвечающие стоящим перед нами задачам.
В частности, необходимо создание вертикально интегрированных цепочек с участием потребителей и производителей, обмен активами, другие подходы, способствующие повышению открытости и устойчивости отрасли.

VI. РОСНЕФТЬ – ОТВЕТСТВЕННЫЙ ЛИДЕР ОТРАСЛИ

Что касается Роснефти, то несмотря на волатильность рынка, мы смогли добиться рекордных показателей – мощности по добычи углеводородов составили 5,6 млн барр. н.э., увеличившись за год на 4%. По объемам добычи нефти (210 млн т в год) Компания превосходит многие страны мира.

Отмечу некоторые важные стратегические сделки прошлого года:
– в декабре 2016 года нами была приобретена доля в крупнейшем газовом месторождении Средиземного моря Зохр в Египте, что позволяет выйти на перспективные рынки газа региона (мы участвуем в этом проекте вместе с нашими партнерами из Италии Eni и компанией ВР);
– проведенная в декабре 2016 года реструктуризация СП с компанией BP в Германии позволила нам усилить позиции на одном из наиболее перспективных рынков нефтепродуктов в Европе, стать третьим крупнейшим переработчиком немецкого рынка;
– в октябре 2016 года мы объявили о приобретении доли в одном из крупнейших НПЗ Индии, что не только позволяет выйти на новый быстро растущий рынок, но и обеспечить стабильность работы в этом регионе.

Это и новые проекты, и возможности своповых поставок нефти, и поставки оборудования, и участие в совместных добычных и логистических проектах, совместные добычные проекты для монетизации ресурсной базы Компании.

Важным этапом не только для Компании Роснефть, но и для всей экономики России, стала интегральная приватизационная сделка по приобретению пакета ПАО АНК «Башнефть» и реализации 19,5% акций самой Роснефти новым стратегическим инвесторам. Сделка показала, что даже в сложной рыночной конъюнктуре проведенные транзакции и сформированные партнерства продемонстрировали высокий потенциал стоимости действительно качественных активов.
Выскажу уверенность, что самые важные успехи у нас еще впереди.

Мы знаем, что сегодня на выходе находятся подготовленные Правительством РФ новые налоговые инициативы, связанные с введением налога на дополнительный доход, что должно придать новый импульс привлечению инвестиций в отрасль и стать важным шагом в создании конкурентоспособной фискальной системы с учетом недавних инициатив Саудовской Аравии и США – мы такие инициативы можем только приветствовать.

victorborisov: Как выкачивают нефть из скважины (производство ЭЦН), фото

2015-09-18

Когда заходит речь о нефтедобыче большинство людей представляют себе станки-качалки, но кроме этого существуют более компактные и незаметные электроцентробежные насосы (ЭЦН), которые работают на самом дне скважины. Электроцентробежный насос (ЭЦН) предназначен для добычи скважиной жидкости, либо её нагнетания в пласт. Принцип его работы состоит в нагнетании жидкости из колес в аппараты за счет центробежной силы, возникающей при вращении ротора с закрепленными на нем колесами. Такие насосы выпускают в городе Радужный, ХМАО, на заводк ООО «Алмаз». Это единственное в Западной Сибири предприятие полного цикла по изготовлению серийного погружного оборудования для добычи нефти.

2. Давным-давно, весной 2011 года, мы с russos провели экспедицию «Город на Полярном круге» на автодоме VW Multivan California (подробный отчет об экспедиции). Нашей целью был город Салехард, а попутно мы смотрели и другие интересные достопримечательности. На обратном пути мы получили приглашение в гости от руководства ООО «Алмаз» посмотреть весь цикл производства оборудования которое используется здесь же, в нефтедобывающем регионе. Так получилось, что это репортаж почему-то затерялся и я его не опубликовал в свое время.

3. Итак, мы на предприятии полного цикла, которое своими силами выпускает более 95% узлов и деталей готовой продукции. Начинается производство с цеха утилизации и переработки. Старый кабель распускается, сортируется и отправляется на переплавку.

4. После переплавки получается вот такая толстая катанка. Она проходит волочение (вытягивание) с целью получения провода требуемого сечения.

5. Катушки с проволокой отжигают в печах для того, чтобы придать меди пластичность, т.к. после волочения она становится жесткой и хрупкой. Затем токопроводящая жила покрывается изоляцией методом экструдирования.

6. После этого три силовых изолированных жилы обматываются нетканым или иглопробивным полотном и бронируются металлической лентой.

7. На выходе получается готовый бронированный кабель. Питание насосов трехфазное, по схеме «звезда» с изолированной нейтралью. Напряжение от 750 до 4500 вольт (используют повышающий трансформатор, чтобы снизить ток и не увеличивать сечение проводника для мощных насосов расположенных на большой глубине).

8. Готовый кабель проходит цикл испытаний на отсутствие повреждений и утечек.

9. Общая длина кабеля от поверхности земли до электродвигателя может достигать 4,5 километров, а рабочая температура в скважине колеблется от 120 до 230 градусов.

Следующий этап — изготовление насоса и электродвигателя.

10. Некоторые детали изготавливаются методом горячего литья.

11. Другие поступают в виде проката.

12. Разрезаются и фрезеруются.

13. На выходе получаются готовые элементы насоса и электродвигателя.

Диаметр двигателя и насоса составляет от 86 до 130 миллиметров, при этом мощность насоса должна быть достаточной, чтобы выкачать нефть на высоту в несколько километров. Поэтому всё оборудование имеет малый диаметр, но очень внушительную длину. Длина связки насос-двигатель может достигать 60-70 метров!

14. Это штамповочное производство, пластины для будущего ротора электродвигателя. Она насаживаются и опрессовываются на валу требуемой длины, в зависимости от мощности двигателя.

15. Насосная часть представляет собой несколько сотен небольших центробежных насоов, собранных в общий кластер. Сечения рабочих органов определяют пропускную способность насоса, а их количество — напор.

16. Вот так выглядят собранные на общем валу секции насоса.

17. В нижней части насосной секции располагается приемное отверстие, через которое в насос поступает нефть. Ниже установлена заглушка — на её место будет закреплен электродвигатель (на объект насосная часть и электродвигатель поставляются отдельными частями вследствие большой длины).

18. Транспортный контейнер для насосной секции.

19. Переходим к сборке электродвигателя. Это аппарат для обмотки кабеля диэлектрической пленкой.

20. Из такого кабеля делается обмотка электродвигателя. Работа по сборке статора электродвигателя очень трудоемкая и требует ювелирной точности, к тому же приходится работать в стесненных условиях, ведь диаметр корпуса электродвигателя не превышает 13 сантиметров, а его длина может достигать нескольких метров.

21. В самой нижней части электродвигателя закрепляется блок с датчиками температуры, давления и вибрации. Данные передаются по силовым проводам, частота обновления информации — раз в 40 секунд.

22. После сборки насос проходит испытания на опытной скважине. Производительность ЭЦН может достигать 1250 м3/сутки.

23. И отправляется на склад готовой продукции, откуда уже отгружается покупателям и устанавливается в скважину на месторождении.

Сегодня в России большая часть нефти добывается именно с помощью электроцентробежных насосов, т.к. это более эффективно, чем использовать станки-качалки.

http://victorborisov.livejournal.com/269676.html

Статья: Изучение влияния гидрофобизирующих составов на водонасыщенность и проницаемость ПЗП

Изучение влияния гидрофобизирующих составов на водонасыщенность и проницаемость призабойной зоны нефтяного пласта
http://mdk-nano.ru/articles/2009/influence-study
http://mdk-nano.ru/print/book/export/html/76

Технологии
Изоляция (ограничение) водопритоков ТРИПЗ-Д
Технология изоляции промытых зон со стороны нагнетательных скважин ТРИПЗ-Н
Технология селективной избирательной фобизации пласта СКИФ
Упрочнение стенки скважины при бурении
Технология глубоконаправленной солянокислотной обработки нефтесодержащих карбонатных пластов
http://mdk-nano.ru/technologies

Обзор 2015 г. рынка бурения нефтяных и газовых скважин в России от РБК+

December 2, 2015
Объем нефтесервисного рынка России, по оценкам экспертов, в 2014 году составил около 1,5 трлн руб., однако по итогам 2015 года ожидается его резкое снижение. Причина в антироссийских санкциях со стороны США и ЕС, которые вынудили зарубежные компании выйти из ряда крупных проектов в России. Восстановление рынка нефтесервисных услуг произойдет не ранее 2018 года, когда освободившуюся нишу смогут занять российские и азиатские игроки.

Объем нефтесервисного рынка России, по оценкам экспертов, в 2014 году составил около 1,5 трлн руб., однако по итогам 2015 года ожидается его резкое снижение. Причина в антироссийских санкциях со стороны США и ЕС, которые вынудили зарубежные компании выйти из ряда крупных проектов в России. Восстановление рынка нефтесервисных услуг произойдет не ранее 2018 года, когда освободившуюся нишу смогут занять российские и азиатские игроки.

Трудности извлечения

Главная особенность нефтесервиса в России — ощутимое присутствие зарубежных игроков. Так, на долю компаний Halliburton, Weatherford, Schlumberger и Baker Huges до введения международных санкций по разным оценкам приходилось до 18–20% российского рынка.

После введения ограничений эти игроки начали уходить из России из-за прямых запретов на работу на глубоководных и сланцевых месторождениях, а также по политическим причинам. Российские сервисные компании, в свою очередь, сегодня не могут занять эту нишу, поскольку преимущественно используют для бурения и проведения сейсмических работ старое оборудование, которое давно не обновлялось. По данным компании Deloitte, износ российского оборудования сейчас превышает 70%. Уже в начале 2000-х годов российские сервисные компании в основном использовали зарубежную технику, отмечает глава московского представительства норвежской нефтесервисной компании PGS Юрий Ампилов.
Читать далее

Ведущие американские корпорации раздали инвесторам $ 3.8 трлн за 5 лет

(iv_g: цветом выделил энергетические и связанные с ними компании)
Читать далее

ft.com: нефть и газ, горнодобывающая промышленность

Сегодня у ft.com день бесплатного доступа
Наиболее интересные на мой взгляд графика и ссылки в разделах нефть и газ, горнодобывающая промышленность

http://blogs.ft.com/nick-butler/
http://ftalphaville.ft.com/
http://markets.ft.com/research/Markets/Sectors-And-Industries/Oil-and-Gas
http://markets.ft.com/research/Markets/Sectors-And-Industries/Basic-Materials

http://www.ft.com/intl/companies/energy
http://www.ft.com/intl/companies/mining
http://www.ft.com/intl/companies/oil-gas

http://www.ft.com/intl/companies/utilities
http://www.ft.com/intl/markets/commodities

http://www.ft.com/intl/fastft?q=oil+gas+mining
http://www.ft.com/intl/fastft?q=topic%3AOil
http://www.ft.com/intl/fastft?q=topic%3ACopper
http://www.ft.com/intl/fastft?q=company%3A%22Rio%20Tinto%22
http://markets.ft.com/research/Markets/Tearsheets/Summary?s=RIO:LSE

http://www.ft.com/intl/indepth/living-with-cheaper-oil
http://www.ft.com/intl/indepth/new-oil-order
http://www.ft.com/intl/reports/modern-energy
http://www.ft.com/intl/indepth/gold

http://www.ft.com/intl/topics/themes/Copper
http://www.ft.com/intl/topics/themes/Gold
http://www.ft.com/intl/topics/themes/Industrial_metals
http://www.ft.com/intl/topics/themes/Oil
http://www.ft.com/intl/topics/themes/Shale_Oil_and_Gas
http://www.ft.com/intl/topics/themes/UK_energy

http://www.ft.com/topics/places/China
http://www.ft.com/topics/places/Saudi_Arabia

http://ftalphaville.ft.com/tag/copper/
http://ftalphaville.ft.com/tag/gas/
http://ftalphaville.ft.com/tag/mining/
http://ftalphaville.ft.com/tag/oil/
http://ftalphaville.ft.com/tag/opec/


http://www.ft.com/intl/fastft?q=uranium

World Platinum Investment Council http://www.platinuminvestment.com
platinum facts http://www.platinuminvestment.com/about/platinum-facts
http://www.platinuminvestment.com/investment-research
http://www.platinuminvestment.com/supply-and-demand
http://www.platinuminvestment.com/supply-and-demand/platinum-quarterly

http://www.platinuminvestment.com/files/WPIC_Platinum_Quarterly_Q2_2015.pdf

September 7, 2015 Glencore grapples with fallout from commodities crash http://www.ft.com/intl/cms/s/0/38b7bcd0-5537-11e5-b029-b9d50a74fd14.html

September 7, 2015 Miners have dug themselves into a hole http://www.ft.com/intl/cms/s/0/a2c0eada-557c-11e5-a28b-50226830d644.html

September 7, 2015 Glencore looks to cut debt by $10bn and issue up to $2.5bn stock http://www.ft.com/intl/cms/s/0/a7651446-5525-11e5-8642-453585f2cfcd.html

September 7, 2015 Falling prices force cutbacks and delays to exploration http://www.ft.com/intl/cms/s/0/1d7155e0-3a06-11e5-bbd1-b37bc06f590c.html

July 24, 2015 Chart that tells a story — Gold http://www.ft.com/intl/cms/s/2/62b4f1a2-2fbb-11e5-91ac-a5e17d9b4cff.html

April 17, 2015 Mapping the US oil boom http://www.ft.com/intl/cms/s/2/484d7b98-2f82-11e4-83e4-00144feabdc0.html

March 9, 2015 The big drop: Riyadh’s oil gamble http://www.ft.com/intl/cms/s/2/25f2d7d6-c3f8-11e4-a02e-00144feab7de.html

https://yadi.sk/i/zTcnJMUlixVK7

Sep 07 Peak everything http://ftalphaville.ft.com/2015/09/07/2139603/peak-everything-charted

Aug 05 Russian energy and the Kremlin discount, charted
http://ftalphaville.ft.com/2015/08/05/2136513/russian-energy-and-the-kremlin-discount-charted/

May 12 This is not the oil rally you’re looking for http://ftalphaville.ft.com/2015/05/12/2129091/this-is-not-the-oil-rally-youre-looking-for/

January 27, 2015 Lex in-depth: Glut feeling http://www.ft.com/intl/cms/s/0/772c130c-a606-11e4-9bd3-00144feab7de.html#slide0

https://yadi.sk/i/vLNcz8JgixYYV
— — — — — —
Diamonds as an investment https://en.wikipedia.org/wiki/Diamonds_as_an_investment
The History of the Standard Oil Company https://en.wikipedia.org/wiki/The_History_of_the_Standard_Oil_Company
Ida Tarbell https://en.wikipedia.org/wiki/Ida_Tarbell

ngv.ru: Импортное оборудование в нефтесервисе


ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ. Апофеоз ручного управления. — №7’15
http://www.ngv.ru/pdf_files/16607.pdf

eia.gov: цены нефтесервиса и цены на нефть

As oil prices declined—falling more than 50% from June 2014 to January 2015, before increasing slightly in spring 2015—energy production companies focused efforts on increasing operating efficiencies.

While production, rig counts, and employment statistics are good indicators of the expansion or contraction of the oil and natural gas industry, the Bureau of Labor Statistics Producer Price Index (PPI) tracks the rates oil and natural gas service firms are receiving for goods and services used in producing oil and natural gas. Changes in the PPI can be used to examine how prices charged by firms throughout the oil and natural gas industry respond to fluctuations in commodity prices.

The magnitude of PPI declines by industrial classification compared with the downturn in oil prices reflects the idea that firms most directly exposed to commodity price fluctuations (producers) will experience the most substantial and immediate change in the rates received for their outputs. As companies engaged in oil and natural gas production curtail capital expenditures and seek operating efficiencies in response to lower oil prices, these actions apply downward pressure on the rates charged by drillers, support services, and other suppliers.

From June 2014 to May 2015, when the oil and gas prices as measured by the PPI fell by 49%, the PPI by industry classification showed the following changes:
— Rates for drilling activities, which primarily represent service fees for contractors to drill oil and gas wells, declined by 19.6%.
— Rates for support activities, which include the surveying, cementing, casing, and otherwise treating wells, declined by 1.4%.
— The price of sands primarily used for hydraulic fracturing declined 12.5%.

The PPI index does not necessarily represent the slowdown in business activity, but rather reductions in prices received for particular goods and services. The price reductions reflect both weakened demand for the services offered and heightened industry competition to maintain market share.

Recent quarterly data show that year-over-year changes in net income—a measure of revenue minus operating expenses, depreciation, interest, and taxes—have declined for drilling and extraction companies.
http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=21712

— — —
Producer Price Indexes http://www.bls.gov/ppi/
— — —
NOVEMBER 5, 2014 http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=18691

interfax.ru: Schlumberger выплатит рекордный штраф за нарушение санкций США

26 марта 2015 года
Крупнейшая нефтесервисная компания мира, работающая в том числе и в российской Арктике, выплатит США $232,7 млн за нарушение санкций в отношении Ирана и Судана
Читать далее

Новости российских экономики и энергетики

07.11.2014 Человек, который последний месяц не был в резиденции в Ново-Огарево (а такие люди есть) или хотя бы не ездил по Рублево-Успенскому шоссе в районе деревни Усово и вдруг проехал, будет ошарашен.

Там, где стоял, без преувеличения, могучий лес из берез и сосен,— голая развороченная земля с сотнями свежих пней. Эта земля внушает даже просто страх. Такое впечатление, что подходы к резиденции, которая теперь как на ладони отовсюду (о тенистой аллее, ведущей к воротам, нет больше даже воспоминаний), только что разбомбили превосходящие силы противника.
http://kommersant.ru/doc/2604508

29.12.2014 Российский экономический кризис: антирекорды 2014 года в графиках
http://daily.rbc.ru/photoreport/29/12/2014/549df5479a794792e5567938/

— — — — — —


http://www.forexpf.ru/chart/brent/

Доллар ЦБ РФ 58.46
Брент 55.65
http://www.rbc.ru/
Курс рубля, исходя из формулы 3600, должен быть 64.69

Международные резервы Российской Федерации. Еженедельные значения на конец отчетной даты
http://www.cbr.ru/hd_base/?PrtId=mrrf_7d

— — — — — —

24.03.15
Доля зарубежной продукции в российском нефтегазовом секторе, включая производство оборудования и сервис, составляет 61%. Об этом сегодня сообщил заместитель министра промышленности и торговли РФ Андрей Дутов на заседании Межведомственной рабочей группы (МРГ) по импортозамещению.

По его словам, отечественные производители по некоторым сегментам неконкурентоспособны с зарубежными из-за высоких ставок кредитования. «В высокотехнологичном сегменте российские подрядчики вынуждены нанимать иностранные компании на субподряд, — добавил Андрей Дутов. — Заказчики предпочитают, чтобы выполнение высокотехнологичных работ брали на себя опытные инжиниринговые компании. В связи с этим, наметился тренд на развитие российского инжинирингового сектора».

Замминистра промышленности и торговли пояснил, что в приоритете импортозамещение оборудования и технологий для гидроразрыва пласта, которые должны быть произведены уже к 2016 году. «Сейчас на 90 пластов с применением российского оборудования ГРП производится только на одном.

Эту ситуацию необходимо менять. Нужно выработать механизм сертификации, защиты патентных прав производителей», — сказал Дутов.

Он также отметил, что в рамках программы импортозамещения нефтегазового оборудования предусмотрены следующие меры: разработка национальных стандартов, создание консорциума производителей нефтегазового оборудования и их потребителей (добывающих предприятий) в рамках научно-технического совета; заключение госкомпаний и стратегических предприятий долгосрочных контрактов с предприятиями отечественного нефтегазового машиностроения.
http://www.oilru.com/news/454011/

29.03.15
Глава МИД Саудовской Аравии принц Сауд аль-Фейсал раскритиковал письмо президента Владимира Путина, в котором российский лидер призывает арабские государства решить конфликт в Йемене «без внешнего вмешательства»
http://top.rbc.ru/politics/29/03/2015/5517f83b9a7947da32000f83

30.03.15
Председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер заявил, что в компанию от «Нафтогаза» поступило письмо с просьбой о продлении стодолларовой скидки на поставки российского газа на Украину. Миллер отметил, что «Газпром» уже обратился к правительству РФ с просьбой рассмотреть предоставление такой скидки сроком на три месяца.
http://russian.rt.com/article/82618

30.03.15 СПЕЦРЕПОРТАЖ-Десятимиллиардная ядерная сделка России и Венгрии изнутри
http://ru.reuters.com/article/topNews/idRUKBN0MQ1X320150330

30.03.15 Индекс потребительских настроений опустился в столице до небывалого ранее уровня. В целом по России индекс упал почти до уровня кризисного 2009 года
http://top.rbc.ru/business/30/03/2015/551969eb9a79472b637a7ea5

30.03.15 Одной из главных составляющих соглашения по ядерной программе Ирана станет отмена эмбарго на поставки нефти.

Как пишет The Sunday Times, «если на этой неделе будет достигнуто соглашение между Америкой и Ираном, то цены на нефть вновь упадут, а также будет нанесен ущерб нефтепромыслам в Северном море». По оценке трейдеров, в случае согласия Ирана на договоренности с Западом, на рынок, где предложение уже превышает спрос на 1 миллион баррелей, может хлынуть до 500 тысяч баррелей иранской нефти
http://cursorinfo.co.il/news/novosti/2015/03/30/ssha-obmenyali-izrail-na-iranskuyu-neft/

31.03.15 Якунину и Сечину разрешили не раскрывать данные о доходах http://echo.msk.ru/news/1521390-echo.html

Соответствующее постановление подписал премьер-министр Дмитрий Медведев. Его пресс-секретарь Наталья Тимакова пояснила «Интерфаксу», что, по сути, речь идет о коммерческой тайне, а топ-менеджеры госкомпаний являются не служащими, а бизнесменами. От необходимости публиковать сведения о доходах в интернете избавлены теперь главы 23 компаний с госучастием, в том числе РЖД и «Роснефти». Ранее их руководители Владимир Якунин и Игорь Сечин отказались обнародовать декларации о доходах.

31.03.15 Рекордные убытки российских компаний из реального сектора экономики http://spydell.livejournal.com/575770.html

rbc.ru: Росийские нефтяные компании и нефтесервис

23.12.2014 «Роснефть» и ЛУКОЙЛ попытаются сэкономить на контрагентах http://top.rbc.ru/business/23/12/2014/549860029a794746fc6e1aff
Контрагенты «Роснефти» и ЛУКОЙЛа жалуются на то, что их заказчики отказывают в индексации цен и предлагают зафиксировать их в рублях на уровне 2013–2014 годов, даже если речь идет о поставках импортного оборудования. Нефтяники объясняют это оптимизацией расходов

«Роснефть» предлагает сервисным компаниям зафиксировать цены своих услуг на уровне 2013 года, в рублях и без индексации на уровень инфляции, несмотря на подорожание энергоносителей, материалов и топлива. Но в данном случае удешевление стоимости работ чревато падением их качества и возникновением аварийных ситуаций», – сетует менеджер нефтесервисной компании «Интегра». Похожие жалобы и у других подрядчиков «Роснефти». «Роснефть» отжимает поставщиков, предлагая иностранным компаниям переходить на рублевые контракты с валютных аккредитивов, а также увеличивая срок оплаты по итогам уже выполненных работ с принятых ранее 60 до 120–180 дней. В итоге опытные иностранцы отказываются от участия в тендерах», – рассказывает РБК консультант одного из иностранных поставщиков оборудования для газовых заправок. Менеджер завода по производству бурового оборудования утверждает, что главная проблема, которая неизбежно должна привести к росту стоимости продукции – в удорожании кредитования со стороны российских банков при затрудненном доступе к финансовым ресурсам Запада из-за санкций.

«Мы занимаем жесткую переговорную позицию и всегда это делали. Если есть контракты, мы не должны их индексировать. Проиграть в качестве услуг подрядчиков мы не боимся. В каждом отдельном случае это вопрос переговоров. Есть партнеры, с которыми существует один тип отношений, и есть те, с которыми он другой», – заявил РБК вице-президент по связям с общественностью «Роснефти» Михаил Леонтьев.

По словам источника РБК в «Роснефти», госкомпания добивалась от подрядчиков в 2014 году скидок в 10–15% от стоимости услуг, а по некоторым контрактам цены не росли с 2013 года. По его мнению, часть подрядчиков будет вынуждена смириться с условиями заказчика, если им нужно чем-то платить сотрудникам зарплату. Роман Самсонов, председатель совета директоров компании «Информационные и газовые технологии», ранее руководитель департамента перспективного и технологического планирования «Роснефти», считает, что нынешнее жесткое требование скидок от подрядчиков может сказаться на качестве услуг и оборудования, «так как основная коррупционная составляющая в тендерах на сервис и оборудование (в размере 45% от ранее действовавших цен) была устранена еще летом 2013 года, сразу после прихода в кресло президента «Роснефти» Игоря Сечина». По его мнению, как-то оптимизировать расходы заказчика можно, лишь работая с конечным исполнителем, который не будет передавать работы на субподряд.

«Роснефть» – не единственный участник рынка, который пытается добиться оптимизации своих расходов на сервис. Президент НП «Союзнефтегазсервис» Игорь Мельников утверждает, что ЛУКОЙЛ недавно письменно обращался в компанию с предложением пересмотреть условия контракта на поставку программного обеспечения, снизив цену на 25%. «Мы отказались идти на такие уступки, мотивируя это экономической ситуацией», – сказал он РБК. Игорь Мельников объясняет, что многие из нефтегазовых мейджоров сейчас пытаются оптимизировать расходы на подрядные работы.

Собеседник РБК в ЛУКОЙЛе подтверждает информацию о том, что компания начала оптимизацию стоимости услуг, но, по его данным, речь не идет о скидках более чем на 20%. «Там, где поставщику можно найти альтернативу, мы ее ищем, там, где ее найти не получается, приходится идти на разумный компромисс», – говорит он.

Источник РБК в одной из западных нефтесервисных компаний «большой четверки» говорит, что они не пойдут на жесткий пересмотр цен на услуги – лучше совсем откажутся от такого заказчика.

«Транснефть» кредитует своих подрядчиков и тем самым может рассчитывать на адекватные цены. По словам официального представителя «Транснефти» Игоря Демина, трубопроводная монополия согласилась строить отвод от ВСТО к Комсомольскому НПЗ для «Роснефти» по контрактам за рубли и с отсрочкой платежа на три года: расходы будут возмещены из инвестиционного тарифа. С собственными подрядчиками контракты у «Транснефти» номинированы в рублях.

В пресс-службах ЛУКОЙЛа и «Интегры» от комментариев отказались.

13.03.2015 Нефтесервисные компании попросили научить «Роснефть» платить за 30 дней http://top.rbc.ru/business/13/03/2015/55018fbe9a794710dc4cbe91
Нефтесервисные компании просят государство ограничить срок оплаты заказов от госкомпаний сроком в 30 дней. Они утверждают, что крупнейшие заказчики предлагают им отсрочку в 120 дней и просят скидок к ценам 2014 года.

На месяц дольше

Сервисные компании Западной Сибири попросили Минэнерго повлиять на госкомпании, которые удлиняют сроки оплаты заказов. Эту просьбу в среду озвучил Владимир Борисов, президент Тюменской ассоциации нефтегазосервисных компаний и генеральный директор нефтесервисной компании «ГеоИНтек» на круглом столе «Перспективы развития нефтегазосервиса в период низких цен на энергоресурсы» в рамках Национального нефтегазового форума. Он утверждает, что самые длинные сроки оплаты у «Роснефти»: «Это 90–120 дней с момента приема выполненных работ. При этом «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть» платят своим подрядчикам через 30 дней, «Газпром» – до 60 дней».

«Роснефть» еще до декабря прошлого года платила через 90 дней. Зная такую особенность, подрядчики пользовались услугами факторинга в банках. При наличии подписанных договоров с госкомпанией банк производил платеж в размере 90% от суммы стоимости выполненных работ при предъявлении документов о приемке работ заказчиком. А остаток суммы за вычетом процентной ставки перечислялся на счет подрядчика при поступлении оплаты от заказчика в банк. Однако 17 декабря прошлого года «Роснефть» удлинила сроки оплаты по договорам с несколькими компаниями, входящими в нашу ассоциацию, мотивируя это необходимостью оплаты долгов в валюте в крупном размере. Банк тут же закрыл компаниям овердрафт, опасаясь рисков. Мы попали в ситуацию, когда скоро нечем будет платить зарплату, что грозит социальной напряженностью в коллективах», – жаловался на форуме Борисов.

Виктор Хайков, президент Национальной ассоциации нефтегазового сервиса в разговоре с РБК добавил, что заказчики продолжают давить на подрядчиков с целью снижения цен на услуги на 10–30%. «Неправильно продолжать снижать цены на услуги, которые и так не индексировались несколько лет (еще есть контракты на бурение и геологоразведку по ценам 2012 года), при росте инфляции, стоимости кредитов, материалов и оборудования. При этом от сервисных компаний требуют вкладываться в повышение квалификации персонала, НИОКР и обновление производственных фондов. В свою очередь, такой крупный заказчик, как «Роснефть», не гарантирует последнее время ни оплаты услуг вовремя, ни сохранения объема заказов для российских подрядчиков: напротив, снижает объем геологоразведки, а также инвестиции на эти цели. В итоге у многих компаний сектора кассовый разрыв и ситуация ухудшаются», – отмечает он РБК.

Скидки в ущерб качеству

«Роснефть» не комментирует увеличение сроков платежей подрядчикам, рост сроков оплаты по действующим договорам, подчеркивая, что услуги сторонних подрядчиков обходятся ей дороже использования собственных «дочек». «Компания последовательно увеличивает долю собственного бурового сервиса до 75–80%. Такое наращивание также будет проводиться по другим видам сервиса, таким как текущий и капитальный ремонт скважин, внутрискважинные работы, гидроразрыв пласта. Это позволит компании повысить финансовую прозрачность и эффективность, поскольку стоимость сторонних подрядчиков уже на 5–9% выше, а «Роснефть» намерена сохранить стоимость услуг своего нефтесервиса на текущем уровне в ближайшие три года. При этом рост объемов бурения в ближайшие пять ожидается на 7–10% в год», – сообщил РБК представитель «Роснефти».

Информацию о том, что «Роснефть» удлиняет платежи и начала платить через 120 дней вместо 90 подтверждают источники РБК в «Интегре» и Halliburton. Собеседник РБК в Halliburton дал понять, что иностранцам скидок никто не делает, мало того, скидок у них просят так же, как и у российских подрядчиков. Причем требований качества работ никто не отменял. Однако он заверил, что компания идет навстречу крупному заказчику и понимает, что ситуация временная. А его финансовая подушка безопасности позволит выдержать какое-то время такие условия.

Президент корпоративного сектора «Россия» транснациональной компании Elsevier (предоставляет доступ к базам данных для нефтегазовой отрасли) Сергей Ревякин пояснил РБК, что компания готова идти на уступки «Роснефти», даже если она будет платить за их услуги позже.

Собеседник в одной из крупных российских сервисных компаний отмечает, что госкомпания требует скидок у своих подрядчиков от цен 2014 года минимум в 10%, при том что цены на услуги не менялись с 2012 года, а стоимость кредитов, материалов и топлива растет.​

Доля заказов «Роснефти» в портфеле буровой компании «Евразия» (один из основных активов Eurasia Drilling Company) в 2014 году составила 6%. В 2013 году доля «Роснефти» в ее портфеле заказов составляла 24%. Ранее Eurasia Drilling сообщала, что переориентирует до 80% своих буровых, законтрактованных «Роснефтью», на других клиентов. Снижение доли заказов российской госкомпании в портфеле Eurasia Drilling в 2014 году сервисная компания объясняла тем, что «Роснефть» просила предоставления скидки на проведение буровых работ, сообщал Интерфакс.

Гульнара Хайруллина, генеральный директор российско-китайской компании Bursystem, специализирующейся на поставке бурового оборудования из Китая и оказании сервисных услуг, также знает о том, что «Роснефть» платит только через 120 дней после получения оборудования. «В каждом контракте условия оговариваются отдельно, но в новых тендерах сроки оплаты официально выросли, раньше были 60–90 дней. Для нас 120 дней это долго, поэтому мы внимательно смотрим на условия и от участия в некоторых тендерах отказываемся», – сообщила она РБК.

Генеральный директор компании «УВЗ Нефтегазсервис» Алексей Самоукин считает, что у нефтегазовых компаний более выгодные условия кредитования в банках, поэтому необходимо сокращать сроки постоплаты за произведенные подрядчиками работы, чтобы те могли соблюсти заявленное качество работ. «Роснефть» действительно платит позже всех, а требует наивысшего качества работ, штрафует за любую провинность. Но мы не можем гарантировать сохранения качества услуг, если не будем вовремя получать деньги и если будем снижать цену ниже себестоимости услуг, иначе попросту разоримся», – сказал он РБК.

Конкуренты «Роснефти» по отрасли тоже пытаются сократить свои издержки за счет оптимизации расходов на услуги подрядчиков. Источник в ЛУКОЙЛе объяснил РБК, что компания договорилась с подрядчиками сохранять цены на услуги в рублях и заморозить их на уровне 2014 года. Официальный представитель «Транснефти» Игорь Демин сообщил, что подобная договоренность достигнута с подрядчиками «Транснефти» на период первого квартала 2015 года. «Мы держим рублевые цены прошлого года на услуги подрядчиков до конца марта 2015 года. Однако понимаем, что цены на металл выросли, и поэтому рост стоимости материалов неизбежен. Сейчас наши специалисты пересчитывают инвестпрограмму компании в том числе и на предмет сохранения соотношения цены и качества услуг работ подрядчиков», – сказал он РБК.

Как помочь подрядчикам не разориться?

Сервисные компании просят помощи у государства. Они призывают сократить сроки постоплаты за выполненные работы до 30 дней для всех нефтяных компаний. Борисов в рамках Национального нефтегазового форума попросил Минэнерго содействовать получению господдержки для нефтесервисных компаний. «Мы хотим, чтобы государство выступило гарантом расчета своих компаний с подрядчиками вовремя и выделило бы нам уполномоченный банк, который бы работал с нами на условиях факторинга даже несмотря на рост сроков платежей со стороны «Роснефти». В Минэнерго РБК сообщили, что такого письменного обращения от компаний не поступало.

Виктор Хайков считает, что государство должно ограничить сроки оплаты контролируемых им компаний своим подрядчикам максимально 30 днями, а еще лучше ввести частичную предоплату, как это действовало до 2008 года. Если этого не сделать, то российские компании потеряют рынок и их место займут иностранные подрядчики. Текущая ситуация с задержкой платежей ведет к отсрочкам выплат субподрядчикам, а также к несвоевременным перечислениям налогов и зарплат. Для снижения издержек компаниям придется сокращать персонал, что ведет к росту безработицы.

Нефтегазовый аналитик Sberbank SIB Валерий Нестеров подсчитал, что «Роснефть» добывает около 40% всей нефти в стране. Компания сокращает свои затраты на бурение. Это сильно ударит по ее подрядчикам в области буровых и геологоразведочных работ. Поскольку из-за малого количества заказчиков рынок нельзя назвать конкурентным, компании держатся за своего заказчика даже несмотря на удлинение сроков платежей.

Геологоразведка «Роснефти» в 2013 году
83 млрд руб. составили инвестиции «Роснефти» в геологоразведку
36% прироста запасов жидких углеводородов в России обеспечивает компания
35 тыс. погонных километров сейсморазведочных работ 2Д выполнено компанией
Из них 92% работ приходится на шельф
2% работ приходится на Восточную Сибирь
12 тыс. кв. км сейсморазведочных работ 3Д выполнено «Роснефтью»
Из них 21% работ приходится на шельф
16% работ приходится на Восточную Сибирь
90 поисково-разведочных скважин пробурено и завершено испытанием (13% приходится на Восточную Сибирь)
250 млн т нефти и 77 млрд куб. м газа – прирост запасов «Роснефти» (11% приходится на Восточную Сибирь)
Источник: данные компании

rbcdaily.ru: Eurasia Drilling Company и Schlumberger

21.01.2015

Крупнейшая в мире нефтесервисная компания Schlumberger договорилась о покупке 45,65% акций крупнейшей буровой компании России Eurasia Drilling Company (EDC) и опционе на оставшиеся акции. Общая стоимость сделки без учета опциона составит $1,7 млрд, а долю основателя EDC Александра Джапаридзе оценили для нее почти в $1 млрд.

«Монстры» наступают

«Угрозы засилья со стороны иностранных монстров [на российском нефтесервисном рынке] нет», – говорил еще несколько лет назад в интервью «Ведомостям» основатель и гендиректор EDC Александр Джапаридзе. Но теперь он сам продает свою компанию одному из «монстров» – американской Schlumberger. Во вторник компании объявили о заключении соглашения, по условиям которого в 2018 году Schlumberger сможет стать единоличным владельцем EDC.

Первую часть сделки, по итогам которой Schlumberger получит 45,65% акций EDC, планируется закрыть в первом квартале 2015 года. Структура сделки предполагает, что крупнейшие акционеры и менеджмент EDC выкупят расписки (GDR) подрядчика у его миноритариев через специально созданную одним из акционеров компанию EDC Acquisition Сompany Limited. Этой фирме Schlumberger предоставит кредит на $991 млн. После делистинга этот кредит будет конвертирован в акции EDC Acquisition Limited (около 30%). Затем американцы докупят еще 14,98% акций EDC у нынешних акционеров компании (пропорционально их долям) и доведут свою долю до 45,65%. В обоих случаях Schlumberger заплатит по $22 за каждую расписку. Эта цена на 81,1% выше цены закрытия 19 января и на 7% – средней стоимости акций буровой компании за последние шесть месяцев.

Еще 54,35% акций пока останутся у менеджмента и крупнейших акционеров EDC. По данным компании на 31 декабря 2013 года, Джапаридзе принадлежало 30,2% акций компании, еще 22,4% было у Александра Путилова, который в конце 1990-х годов возглавлял «Роснефть». У Schlumberger будет опцион на выкуп контрольного пакета, но реализовать его американская компания сможет не раньше первого квартала 2018 года, срок действия опциона – два года. По какой цене Schlumberger сможет выкупить этот пакет, стороны не раскрывают. Но за право воспользоваться опционом американцы сейчас заплатят основным акционерам EDC $176 млн. Еще $44 млн Schlumberger выплатит ряду совладельцев EDC за то, что те примут на себя обязательство в течение нескольких лет не работать на конкурентов компании.

Таким образом, в общей сложности сумма сделки по покупке 45,65% акций EDC (с учетом платежа за предоставление опциона) составит около $1,7 млрд. А вся компания оценена для сделки в $3,2 млрд.

Внеочередное собрание акционеров EDC, на котором должен быть одобрен план по продаже компании и делистингу, назначено на 16 февраля. Для одобрения сделки необходимо собрать минимум две трети голосов. Но владельцы 69,33% уже согласились ее поддержать, следует из сообщения EDC. Среди рисков, которые могут повлиять на сделку, – неблагоприятные изменения, которые могут произойти с финансовыми показателями EDC, или введение санкций в отношении компании или ее акционеров.

«Своевременная сделка»

Инвесторов сообщение о сделке обрадовало: акции EDC на Лондонской бирже во вторник подорожали сразу на 75%, вплотную приблизившись к цене выкупа в $22. Капитализация компании составила $2,97 млрд. Миноритарии должны быть довольны предложенными условиями, рассуждает источник в EDC: в последнее время котировки компании из-за резкого падения цен на нефть, общей ситуации в России и низкой ликвидности не отражали реальной стоимости компании. Еще год назад, в январе 2014 года, депозитарные расписки EDC на Лондонской бирже стоили почти вдвое больше того, что предлагает сейчас Schlumberger, – тогда их цена составляла $42,5 за штуку.

Прошлый год выдался для EDC непростым. По итогам первого полугодия у подрядчика упали все ключевые показатели: выручка сократилась на 8,5%, до $1,55 млрд, EBITDA – на 9%, до $402 млн, а чистая прибыль – на 7,2%, до $201 млн. Это произошло на фоне значительного падения заказов EDC со стороны «Роснефти», которая в рамках борьбы с издержками решила заняться консолидацией собственных нефтесервисных активов. Объем бурения EDC для госкомпании сократился в общей сложности на 58%. Представляя итоги первого полугодия в конце августа, финдиректор EDC Ричард Андерсон также предупредил инвесторов, что санкции ЕС и США, запрещающие поставку в Россию оборудования, предназначенного для арктических, глубоководных и сланцевых нефтяных проектов, могут в будущем привести к сокращению темпов роста бизнеса компании.

Но Schlumberger санкции не смущают. «Мы провели тщательный анализ текущих санкций и не ожидаем, что данная сделка будет противоречить действующему санкционному режиму, так как EDC работает на морском мелководье, а также на рынке традиционного наземного бурения», – заявил вчера вице-президент Schlumberger Александр Борисов. Интеграция технологий двух компаний, по его словам, позволит предоставлять на буровой площадке услуги, «уровень которых станет уникальным и прорывным на текущем рынке».

«Каждый капиталист думает о способах монетизировать свой капитал. Сделка по продаже EDC Schlumberger выглядит своевременной», – считает гендиректор нефтесервисного холдинга «Таргин» Камиль Закиров. По его словам, в условиях, когда нефтяные и газовые компании в России и во всем мире укрупняются, консолидация нефтесервиса выглядит логичной. Компаниям становится удобнее работать с крупным подрядчиком, который будет в состоянии отвечать требованиям проектов по науке, технологиям и инвестициям, говорит Закиров, приводя в пример недавнюю сделку по слиянию Halliburton и Baker Hughes.

Исходя из консенсус-прогноза на ближайшие 12 месяцев, EDC оценили для сделки в 4,5 EBITDA, говорит старший аналитик UBS Константин Черепанов. Сейчас компания находится в непростой ситуации из-за слабеющего рубля (выручка компании в рублях) и низких цен на нефть, а после разрыва отношений EDC с «Роснефтью» ее позиции на рынке пошатнулись, отмечает он, так что в текущих условиях предложение Schlumberger выглядит привлекательным. А для американцев эта сделка интересна с глобальной точки зрения: Россия – крупнейший производитель нефти и газа, что обеспечивает стабильный спрос на бурение, которого нет в Америке, заключает Черепанов.

У Джапаридзе уже был удачный опыт сотрудничества с Schlumberger. В 2003 году топ-менеджер договорился о продаже американцам компании «Петроальянс», которую обеспечивал заказами ЛУКОЙЛ (сумма сделки в общей сложности составила $165 млн и 4,7 млн акций Schlumberger). А уже в 2004 году созданная им EDC приобрела у ЛУКОЙЛа нефтесервисное подразделение «Лукойл-Бурение» за $130 млн. В 2007 году EDC провела IPO, в ходе которого компанию оценили в $3,4 млрд. Сумма новой сделки с американской корпорацией близка к этой оценке. Пакет бизнесмена для сделки оценили почти в $1 млрд.


http://www.rbcdaily.ru/industry/562949993734096

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.

ООО «Буровая компания «Евразия». 1. О компании

ООО «Буровая компания «Евразия» – крупнейшая буровая компания России по количеству пробуренных метров, занимающаяся строительством и ремонтом нефтяных и газовых скважин всех назначений на лицензионных участках ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть», и других нефтегазовых компаний. ООО «БКЕ» входит в группу компаний Eurasia Drilling Company Limited (EDC), акции которой котируются на Лондонской фондовой бирже.

Производственные мощности БКЕ сосредоточены в Западно-Сибирском, Волго-Уральском, Тимано-Печорском регионах, также Компания работает в Восточной Сибири и Казахстане. Головной офис БКЕ находится в городе Москве.

Группа компаний EDC и ОАО «Газпром нефть» (далее «Газпром нефть») заключили рамочное соглашение по оказанию услуг бурения и реконструкции скважин в регионах деятельности «Газпром нефти» на территории России.


http://www.bke.ru/

ООО «Буровая компания «Евразия» – крупнейшая независимая буровая компания России по количеству пробуренных метров, занимающаяся строительством, ремонтом и реконструкцией нефтяных и газовых скважин всех назначений на лицензионных участках ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть», ТНК-ВР и других нефтегазовых компаний. ООО «БКЕ» входит в группу компаний Eurasia Drilling Company Limited (EDC), акции которой котируются на Лондонской фондовой бирже.

Производственные мощности БКЕ сосредоточены в Западно-Сибирском, Волго-Уральском, Тимано-Печорском регионах, также Компания работает в Восточной Сибири и Казахстане. Головной офис БКЕ находится в городе Москва.

Численность сотрудников Компании составляет около 13,5 тысяч человек.

В 2005 году системы менеджмента промышленной и экологической безопасности БКЕ успешно прошли сертификацию на соответствие международным стандартам ISO 14001:2004 «охрана окружающей среды» и OHSAS 18001:1999 «промышленная безопасность и охрана труда».

ООО «Буровая компания «Евразия» – член Международной Ассоциации Буровых Подрядчиков (IADC).

Наряду с буровыми установками российских производителей (ОАО «Уралмаш», Волгоградский завод буровой техники), в парке БКЕ имеются установки зарубежного производства (Le Tourneau Ellis Williams Company Inc., Bentec Drilling & Oilfield Systems, Igdrill-Honghua, China Petrochemical International Co.)

По состоянию на конец марта 2012 года, в парке БКЕ 212 буровых установок грузоподъемностью до 450 тонн, которые позволяют бурить скважины глубиной более 6000 метров, и 45 установок для освоения и капитального ремонта скважин.

В 2011 году Компанией было пробурено 4 247 306 метров горных пород, закончено бурением 1 431 скважина.

Доля БКЕ на рынке буровых услуг в России (по количеству метров проходки в эксплуатационном и разведочном бурении совокупно) за 2011 год составила около 23%.
http://www.bke.ru/about.html

История
В ноябре 2004 года компанией Eurasia Drilling Company Limited был подписан договор с ОАО «ЛУКОЙЛ» о приобретении 100%-ой доли в уставном капитале ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение», которое было переименовано в ООО «Буровая компания «Евразия».

В 2004 году ОАО «ЛУКОЙЛ-Бурение» было пробурено 1,396 млн. метров горных пород.

2005 – 1 января ООО «БКЕ» работу по пятилетнему рамочному соглашению на буровые услуги с ОАО «ЛУКОЙЛ» и по договорам с другими Заказчиками. Местонахождение головного офиса Компании перенесено из города Самары в Москву.

БКЕ выиграла тендер на проведение буровых работ на Южно-Хыльчуюском месторождении нефти в рамках проекта СП «Нарьянмарнефтегаз» между ОАО «ЛУКОЙЛ» и американской компанией ConocoPhillips.

Системы менеджмента промышленной и экологической безопасности ООО «Буровая компания «Евразия» успешно прошли сертификацию на соответствие международным стандартам ISO 14001:2004 «охрана окружающей среды» и OHSAS 18001:1999 «промышленная безопасность и охрана труда».

Общее количество бригад на конец года составило 190: из них — 77 буровых бригад, 4 бригады бурения 2-х стволов, 34 бригады освоения, 34 бригады вышкостроения и 41 бригада капитального ремонта скважин.

В 2005 году БКЕ пробурила 1,699 млн. метров горных пород, 652 скважины.

2006 – завершена процедура присоединения к ООО «Буровая компания «Евразия» дочерних обществ и создания единой филиальной структуры, включающей пять филиалов: Западно-Сибирский, Пермский, Нижневолжский, Нарьян-Марский и Усинский.

БКЕ приобрела буровые установки компаний ЗАО «Иждрилл Хун Хуа» и Le Tourneau Ellis Williams Company Inc. для Нижневолжского филиала, Bentec Drilling and Oilfields Systems GmbH и ЗАО «Уралмаш Буровое оборудование» для Западно-Сибирского филиала компании.

Общее количество бригад на конец года увеличилось на 26 и составило 216: из них — 96 буровых бригад, 8 бригад бурения 2-х стволов, 42 бригады освоения, 36 бригад вышкостроения и 34 бригады капитального ремонта скважин.

В 2006 году было пробурено 2,495 млн. метров горных пород, 898 скважин.

2007 — после выигрыша тендера компании ОАО «Роснефть», БКЕ приступила к бурению скважин на месторождениях ее дочернего предприятия — ООО «РН-Юганскнефтегаз». Также выигран тендер на бурение скважин для компании ТОО «Казахойл Актобе» на месторождении Алибекмола в Казахстане.

Компанией были приобретены мобильные буровые установки ООО «Генерация» для Пермского филиала, ЗАО «Иждрилл Хун Хуа» для Нижневолжского филиала, China Petrochemical International Co. для Западно-Сибирского и Усинского филиалов БКЕ.

2 ноября 2007 года компания Eurasia Drilling Company (EDC), владеющая группой, в состав которой входит ООО «БКЕ», провела первичное размещение акций (IPO) на Лондонской фондовой бирже и получила статус публичной компании.

Общее количество бригад на конец года увеличилось на 46 и составило 262: из них — 111 буровых бригад, 12 бригад бурения 2-х стволов, 49 бригад освоения, 42 бригады вышкостроения и 48 бригад капитального ремонта скважин.

В 2007 году проходка в бурении БКЕ составила 3,268 млн. метров горных пород, Компанией пробурено 1174 скважины.

2008 – выигран тендер на оказание услуг по строительству эксплуатационных скважин на Ванкорском месторождении для дочернего предприятия ОАО «Роснефть» — ЗАО «Ванкорнефть». В июле закончен монтаж новой буровой установки Уралмаш-4500/270 и начато бурение первой скважины.

В 2008 году БКЕ пробурила 4,020 млн. метров горных пород и 1472 скважины.

2009 — в октябре 2009 произошло выделение из состава БКЕ сервисного блока и образование компании «Новый технологический сервис». В конце декабря компания EDC приобрела у ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» активы по ремонту скважин: ООО «Когалымское Управление Ремонта Скважин» и ООО «Урайское Управление Ремонта Скважин», в составе которых 150 установок и 107 бригад по ремонту скважин.

В 2009 году БКЕ пробурила в России 3,750 млн. метров горных пород, сдала заказчикам 1329 скважин.

2010 — в марте 2010 года было завершено изготовление уникальной буровой установки специальной конструкции БУ 6500/450 «Ермак» в Калиниграде. После победы в тендере, проведенном ТНК BP, в мае БКЕ приступила к бурению скважин для ОАО «ТНК-Нягань» в Западной Сибири, а в октябре для другой добывающей компании ТНК-ВР – ОАО «Оренбургнефть».

В декабре Советом Директоров ООО «БКЕ» была утверждена Стратегия развития, одним из основных направлений которой является обновление основных производственных фондов ООО «БКЕ». Стратегией предусмотрена реализация Программы технического перевооружения по приобретению и модернизации буровых установок на период 2010 — 2014 гг., согласно которой было заказано 14 буровых установок.

В 2010 году БКЕ пробурила 4,078 млн. метров в России (рекордная проходка за всю историю существования компании) и сдала заказчикам 1,416 скважин.
http://www.bke.ru/history.html

Совет Директоров

Александр Юльевич Джапаридзе. Председатель Совета Директоров
Является Председателем Совета Директоров БКЕ с 2005 года, одним из основателей Eurasia Drilling Company (EDC) в 2002 г. и ее Главным исполнительным директором.
С июня 1995 года до февраля 2007 года занимал должность Президента сервисной компании «ПетроАльянс».
В 2007 году являлся Председателем Совета Директоров компании «ПетроАльянс».
До этого г-н Джапаридзе занимал ряд руководящих должностей в ЦГЭ, был генеральным директором СП «МД СЕЙС».
Г-н Джапаридзе закончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. Губкина; является кандидатом технических наук. Награжден премией Правительства РФ в области науки и техники.

Дмитрий Александрович Тимонин. Член Совета Директоров БКЕ
Вице-президент БКЕ по правовому обеспечению с апреля 2005 г.
В 2004 — 2005 гг. занимал должность заместителя начальника Управления правового обеспечения внешнеэкономической деятельности ОАО «Газпром», начальника отдела корпоративного развития ЗАО «Инвестиционная компания «Росбилдинг».
С 1998 по 2000 гг. возглавлял юридический департамент в Карачаганском международном проекте.
С 1993 по 2004 гг. занимал должности в юридических подразделениях компаний группы ОАО «ЛУКОЙЛ».
Имеет диплом по специальности «Юриспруденция» Московского юридического института.
http://www.bke.ru/commettee_of_directors.html

Менеджмент
Александр Николаевич Богачев. Президент ООО «Буровая компания «Евразия»
Президент БКЕ с февраля 2007 г.
Начал работать в БКЕ в 2004 г. С 2004 г. по 2007 г. — Заместитель начальника управления по бурению, Руководитель департамента контрактной работы, Директор Западно-Сибирского филиала, Вице-президент и Директор Западно-Сибирского филиала БКЕ.
С 2002 г. по 2004 г. – Заместитель директора по производству Российско-Вьетнамского СП «VIETSOVPETRO»
С 1981г. по 2002 г. работал в компаниях, вошедших в ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение»
Имеет диплом по специальности «Горный инженер» Куйбышевского политехнического института им. В.В. Куйбышева
Награды:

Медаль «За освоение недр и развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири», 1988 г.
«Заслуженный работник Министерства Топливной Энергетики Российской Федерации», 1996 г.
Звание «Почетный нефтяник», 1999 г.
Медаль «Ветеран труда», 2002 г.

Талех Магомедович Алескеров. Старший вице-президент по финансам БКЕ
Вице-президент по финансам БКЕ с августа 2005 г., Старший вице-президент по финансам с октября 2006 г.
С 2001 по 2005 гг. занимал должность Вице-президента компании «Петроальянс»
С 1992 по 2000 гг. являлся финансовым менеджером СП «Caspian Geophysical»
Имеет диплом в области прикладной математики Азербайджанской государственной академии нефти; сертификаты CPA, CIMA, DBA; является членом Института профессиональных бухгалтеров и аудиторов России
Награды:
Звание «Почетный нефтяник», 2007 г.

Вадим Михайлович Баянов. Старший вице-президент по производству БКЕ
Старший вице-президент БКЕ по производству с августа 2007 г.
Директор Усинского филиала БКЕ с января 2006 г. по август 2007 г. С 2002 по 2006 гг. – Начальник управления по бурению БКЕ, Заместитель генерального директора по ремонту скважин и новым технологиям ООО «БК «Евразия-Пермь»
С 1999 по 2002 гг. — Начальник управления капитального ремонта скважин ЗАО “ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь”
Имеет диплом по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Пермского политехнического института.
Награды:
Звание «Почетный нефтяник», 2001 г.

Дмитрий Александрович Тимонин. Вице-президент по правовому обеспечению БКЕ
Вице-президент БКЕ по правовому обеспечению с апреля 2005 г.
В 2004 — 2005 гг. занимал должность заместителя начальника Управления правового обеспечения внешнеэкономической деятельности ОАО «Газпром», начальника отдела корпоративного развития ЗАО «Инвестиционная компания «Росбилдинг».
С 1998 по 2000 гг. возглавлял юридический департамент в Карачаганском международном проекте.
С 1993 по 2004 гг. занимал должности в юридических подразделениях компаний группы ОАО «ЛУКОЙЛ».
Имеет диплом по специальности «Юриспруденция» Московского юридического института.

Иван Васильевич Бузанов. Вице-президент по обеспечению бизнеса БКЕ
Вице-президент БКЕ по обеспечению бизнеса с июня 2008 г.
Начальник Управления по материально-техническому обеспечению БКЕ с ноября 2005 г.
С 2000 по 2005 гг. работал начальником отдела реализации МТР в компании ЗАО «ЮКОС-Сервис», начальником отдела систем и каталога Департамента управления движением МТР и систем Управления системы снабжения ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»
Имеет диплом по специальности «Прикладная математика» Московского государственного инженерно-физического института.

Вильдан Садыкович Сабирзянов. Вице-президент БКЕ по технологии
Вице-президент БКЕ по технологии с марта 2007 г.
Начал работать в БКЕ в 2005 году в должности заместителя начальника Управления по бурению.
С 2006 по 2007 гг. занимал должность начальника управления строительства скважин ОАО «Самаранефтегаз»
С 2000 по 2005 гг. — ведущий инженер — технолог, заместитель начальника технологического отдела ООО «ЛУКОЙЛ — Бурение»
Имеет диплом по специальности «Горный инженер» Самарского Государственного технического университета.

Евгений Николаевич Caзанов. Вице-президент по финансам БКЕ
Вице-президент БКЕ по финансам с сентября 2009 г.
С апреля по август 2009 г. занимал должность Финансового директора Группы бурения и телеметрии компании «Schlumberger» в России
С ноября 2006 г. по март 2009 г. являлся Старшим вице-президентом по финансам и администрированию и по совместительству Управляющим Московского филиала компании «Петроальянс»
С 1999 г. по 2006 г. занимал ряд финансовых позиций в компании «Schlumberger» и работал в Казахстане, Франции, Великобритании и России
Имеет диплом с отличием Рудненского индустриального института по специальности «Экономика и менеджмент», диплом Магистра экономики Казахстанского института менеджмента, экономики и прогнозирования (КИМЭП).

Евгений Викторович Лютин. Вице-президент по ремонту скважин БКЕ
Вице-президент по ремонту скважин БКЕ с февраля 2010г.
Директор Филиала по ремонту скважин с июля 2008 по февраль 2010гг. Первый заместитель директора-Главный инженер Филиала по ремонту скважин БКЕ с марта по июль 2008 г.
С 2002 по 2006 гг. — Руководитель технологической службы, начальник управления по повышению нефтеотдачи пластов и внедрению новых технологий, директор Департамента технологического анализа и перспективного развития ОАО «Белорусское управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин»
С 1999 по 2002 гг. работал в дочернем сервисном предприятии по ремонту скважин ОАО «Самотлорнефтегаз», входящем в группу ОАО «ТНК»
Имеет диплом по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина

Михаил Сергеевич Гамзов. Директор Западно-Сибирского филиала БКЕ
Директор Западно-Сибирского филиала БКЕ с февраля 2007 г.
С 2002 г. занимал должность заместителя директора по производству Западно-Сибирского филиала БКЕ
С 1992 г. работал в группе компаний ООО «ЛУКОЙЛ — Бурение»
Имеет диплом по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» Куйбышевского политехнического института им. В.В. Куйбышева
Награды:
«Заслуженный работник Минтопэнерго России», 1995 г.
Звание «Почетный нефтяник», 2003 г.
«Золотой знак «Почетный буровик 2006 г.», 2007 г.

Наил Юсупович Габдуллин. Директор Пермского филиала БКЕ
Директор Пермского филиала БКЕ с февраля 2008 г.
В 2004 — 2006 гг. занимал должности начальника экспедиции №1 Западно-Сибирского филиала БКЕ, вице-президента — главного инженера БКЕ.
С 1982 по 2004 гг. работал в группе компаний ООО «ЛУКОЙЛ — Бурение», занимал должности заместителя начальника по производству, главного инженера.
Имеет диплом по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского нефтяного института.
Награды:
Медаль «За освоение недр и развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири», 1988 г.
Звание «Почетный нефтяник», 1998 г.
Звание «Почетный буровик 2005 года», 2006 г.

Иван Иванович Коломейцев. Директор Усинского филиала БКЕ
Директор Усинского филиала БКЕ с августа 2007 г.
Начал работать в БКЕ в июне 2005 года ведущим инженером, затем начальником отдела департамента организации подрядных работ. В 2006 г. стал заместителем директора по производственному обеспечению Усинского филиала БКЕ.
С 1997 по 2005 гг. занимал должность генерального директора в компаниях ББ СП «Дайверс Инвест», ЗАО «Компания Волгодорстрой»
Имеет диплом по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» Грозненского нефтяного института
http://www.bke.ru/management.html

Schlumberger и Eurasia Drilling

Schlumberger покупает долю в крупнейшей буровой компании России

Пока берут 45%, но есть опцион выкупить все.
http://www.slb.com/news/press_releases/2015/2015_0120_eurasia_drilling.aspx
Если это правда то даже и не знаю как и реагировать :))
1. Где Игорь Иванович? :))
2. Доля Евразии на рынке бурения в районе 30%, вместе с иностранцами 35% наверное будет; компания это для традиционного сервиса качественная. Получается, что наши решили налаживать отношения с западом? Или как у нас обычно бывает, что правая рука не знает что делает левая? Если буржуи совсем суровые санкции введут, то у нас просто в этом случае ахтунг просто будет и придется тогда возвращать актив себе обратно.
В общем получается крайне интересная тема. Надо следить за развитием событий.

P.S.
Вот доли на рынке

https://cloud.mail.ru/public/6769f77570b3/ru_state_and_prospects_of_russian_oilgas_market_ru.pdf

Комментарии в записи
— Тут несколько факторов имхо:
1) Игорю Ивановичу сейчас не до покупки буровых, во-первых купили и так немало станков, во-вторых денег нет, судя по-всему.
2) Насколько мне не изменяет память, Лукойл Бурение никогда не славился выдающимися производственными результатами, многое держалось на якорных контрактах Лукойла + большой деманд с приобки (оттуда выперли). Для оптимизации поле огромное.
3) Шлюмы, по большей части, класть хотели на санкции. Например из Ирана их заставили выйти указанием сверху. Чем меньше конкуренция, тем выше маржа.
— По игорь иванычу был сарказм, он же всеяден. Понятно, что они недавно буровой бизнес у weather ford и норвегов купили, но не мог же он пройти мимо возможности приобрести одного из основных своих подрядчиков и заодно выполнить поручение партии :)) Ну а деньги для него не проблема, можно еще облигаций которые тут же заложат в цб выпустить :))

Мы перед продажей своей небольшой нефтяной компании заключили контракт с Евразией и они успели нам пробурить несколько скважин. Результатами мы были довольны, особенно на фоне предыдущих контрагентов Интегры и ССК. Все было выполнено качественно и без косяков, при этом они бурили быстрее, чем было написано в контракте (20 дней вместо 30), при том что представители другого потенциального покупателя нас пытались убедить, что быстрее 45 дней никак, поэтому бурение в 1.5 раза дороже будет стоить и наша компания соответственно пропорционально дешевле.

Ну в том что шлюмы здесь «погрязли» я более менее в курсе :)) Но в этом и куча своих минусов, у них тут конвеер

— Мы лично с конвеером и не слишком качественным исполнением столкнулись в двух случаях.
Вначале когда нам одна консалтинговая компания разработала статическую модель месторождения (на основе неверных предпосылок) и отдала шлюмам делать динамическую модель в Eclipce. Шлюмы сделали без вопросов, но на выходе получилась полная херня. Мы поехали, стали вопросы задавать, оказалось что у нас просто нет данных нормальных для динамической модели. Я тогда только несколько месяцев как пришел этим заниматься и в основном уделял время другим проектам, а здесь ждал результатов. По результатам понял, что у нас работают некомпетентные технари и руководитель, и понял что надо по максимуму вникать самому.
Потом когда наняли нефтяника профи и стали заново проводить тендер по моделированию, нам свои предложения представили шлюмы и халики. Это было как небо и земля, у шлюмов какие то банальные вещи, на субподряде совковый институт; у халиков реально современные подходы, большое желание работать, на субподряде вполне современная и адекватная российская компания «новой волны»

— Это DCS шлюмовский он местами такой. Нам тоже рисовали такое, что волосы дыбом вставали. В среднем после 2-х проектов заказчики от них уходили, пока не приходил новый менеджер). Хотя про субподряд удивлен, обычно они сами делали, не сталкивался.
Шлюмы исторически сильны в других сферах (каротаж, испытания, фрак и тд), там же основные обороты, рынок и маржа. Моделирование для продаж комплексных проектов и поддержки софта в основном.

Про некомпетентность технарей пример прямо классический.

Бррр, это Вам очень повезло с халиками. Нам проект по вязкой нефти делал их Хьюстонский офис, ну в общем полное ни о чем, рассказывать долго. Причем у них много где так.

— У нас с менеджментом было еще хуже. Да, был совкового плана главный геолог, но еще был руководитель компании, бывший нефтетрейдер, который где то чего то нахватался и думал что он круче всех. Он к работе с консалтерами геолога привлекал только на формальных основаниях, в результате никто ни в чем не виноват; ну и мусор на входе, мусор на выходе.
Халики нам реально классные вещи предложили, хотя может и профи сочтут их обычными, но даже наш новый руководитель компании был реально доволен их предложениями (он прошел и хорошую советскую школу и школу BP уже в российские времена).

— Как раз таки он их с приобки и выпер, потому что ужиматься на 10% не согласны были. Деньги наверное и не проблема для РН, а вот то, что прогнозы не сбываются (аля «нефть не упадет ниже», «нефть достигла точки равновесия») оптимизма ему вряд ли добавляет.

Ну Вы же понимаете, что скорость проходки и итоговые сроки бурения есть вещи крайне многофакторные, зависящие как от контракта, целевой глубины, типа станка, так и от горно-геологических условий, конструкции скважины, ее типа, назначения, бурового менеджера заказчика, логистики, погодных условий, осложнений при бурении и тд. и тп.
Не зная деталей вашей ситуации сказать трудно, правда за остальных подрядчиков ничего не скажу.
Нам БКЕ бурила 45 дней, но скважина было довольно сложной, хоть и в классических геолого-физических условиях.

Кстати почему стоимость компании была пропорциональна стоимости бурения? А как же запасы нефти, недвига всякая и тд и тп.

— У нас скважины были простые, глубина 2700-2800 и все это наши контрагенты по переговорам вроде понимали, но у них был эксперт пожилой мужик за 60 и похоже с опытом работы в газпромовских структурах, где без распилов никак :))
Ну не совсем конечно пропорциональна, но влияние огромное, поскольку по плану первые 3-4 года месторождение разбуривается по полной программе и FCF сначала сильно отрицательный, потом около нуля и только с 4-5 года начинается мощный плюс

— Понятно, то есть компания была молодая и добычи на том месторождении практически не было, тогда да, расчет понятен.
Сейчас на сланцы в США скважину с горизонтальной частью в 3.5 км бурят за 9 дней. В Зап. Сибири за 4-5 дней ствол можно пробурить, и только опытные бургазовцы знают реальные сроки и косты)

— Ну да, недалеко от Нефтеюганска было месторождение. Добыча кое какая на самом деле была. Около 1 млн bboe в год. Там история была такая: начало разработки в 2003-2005 гг было вполне успешным с разумным capex, потом решили масштабно расширяться и набурили кучу скважин с крайне низкими дебитами или вообще сухих. Дальше остановились, начали модель делать и тут как раз я появился :))
По сланцам я в курсе.
Ну а вообще конечно во всех делах крайне необходим профессионализм, а его у нас в промышленности к сожалению приходится искать «днем с огнем»

— довольно таки распространенная ситуация, когда свитспот разбурили, а из-за непростой геологии дальнейшая разработка пошла не так, как написано в ТехСхеме разработки месторождения.
Толковых людей в нефтянке много, но зачастую у них нет понимания, как правильно подходить с методологической стороны к разработке месторождения. То есть даже прямолинейный путь типа — не пожалеть денег на нормальный каротаж, анализ керна и 3Д сейсмику, потом построить адекватную вероятностную (!) модель и прикинуть риски доступен далеко не всем. А дальше обычно дело техники, те же юрские песчаники давно разрабатывают горизонтальными скважинами. ТНК-БиПи неплохо это показало в свое время.

— Ну там не совсем sweet spot разбурили, как показало дальнейшее бурение покупателем актива, но точки были хорошие. Техсхема кстати была защищена абсолютно бестолковая, где надо было бурить все подряд, в том числе участки с крайне низкими net pays в 2-6 метров. Что мешало отложить в техсхеме бурение потенциально совсем низкодебитных скважин на самый конец (лет через 10 когда про это и никто не вспомнит), я не знаю. Ну а набурили плохих скважин из-за хренового понимания геологии и банальных ошибок в бурении (нам прежние консалтеры, не буду их поминать в суе) говорили, что скважины пробурили не совсем там, где они указывали (хотя это на мой взгляд слабое оправдание).
Ну а непонимание крайней важности ГИС по моему у большинства совковых геологов присутствует. Нам в 2009 надо было край из носу бурить разведскважину. Так вот наши технари умудрились там керн не отобрать в продуктивном пласте (типа дело было ночью), но потом все пытались нам доказать, что он на хер не нужен. Это в общем стало крайней каплей для замены команды. Потом оказалось, что они и место умудрились выбрать криво, надо было сажать скважину на имеющийся сейсмический профиль, но им это было невдомек

— Да в ТехСхеме надо до 2 метров толщины сеткой покрывать, обычно стараются это вынести за окончание правления нашего президента)
За разведку без керна, по идее, и Росприроднадзор мог бы впаять чего-нибудь.
В общем список ошибок очень похож на классический, такое сплошь и рядом к сожалению. С другой стороны, это неэффективность, которую можно эксплуатировать (например пытаясь селектить именно плохо разработанные активы).

Schlumberger зарылась глубже в Россию. Компания купит 45,6% Eurasia Drilling

Американская Schlumberger, несмотря на санкции против нефтяного сектора России, неожиданно решила купить 45,6% акций крупнейшей отечественной нефтесервисной компании Eurasia Drilling с возможностью увеличить долю до 100%. Первый этап сделки на $1,7 млрд почти вдвое дороже рыночной стоимости Eurasia Drilling и по коэффициентам фактически на уровне оценки аналогичных мировых игроков. Впрочем, это все еще на треть дешевле, чем компания стоила еще полгода назад, до начала масштабного падения цен на нефть, а санкции ее напрямую не затрагивают.

Schlumberger договорилась о приобретении 45,65% акций крупнейшей нефтесервисной компании России Eurasia Drilling (EDC). Сейчас ее основными совладельцами являются гендиректор Александр Джапаридзе (30,2%) и Александр Путилов (22,4%). Как говорится в сообщении обеих компаний, стоимость сделки составит $1,7 млрд ($22 за GDR), то есть премия к рыночной цене на момент объявления превысила 80%. Однако это ниже стоимости Eurasia Drilling до падения цен на нефть: в середине лета 2014 года GDR компании торговались по $33.

Закрыть сделку планируется в первом квартале 2015 года. Для этого EDC выкупит свои бумаги у миноритариев за счет займа в $991 млн, предоставленного Schlumberger, и уйдет с Лондонской биржи, где ее GDR торгуются с 2007 года (free float составляет 30,67%). После делистинга заем будет конвертирован в акции EDC по цене $22 за акцию. Остальные 14,98% акций Schlumberger выкупит у основных владельцев и топ-менеджмента. Акционеры EDC должны одобрить сделку 16 февраля. После объявления о сделке котировки EDC выросли на 66,2%, до $20,2 за акцию. Также Schlumberger получает опцион на покупку оставшихся акций EDC в течение пяти лет с момента закрытия сделки.

Доля в EDC не станет первой покупкой Schlumberger в России в целом и у Александра Джапаридзе в частности. В 2003 году Schlumberger купила у господина Джапаридзе сервисную «Петроальянс» за $100 млн, а на следующий год бизнесмен с партнерами купил у ЛУКОЙЛа за $130 млн «ЛУКОЙЛ-Бурение», на базе которого и создана EDC.

Schlumberger компания хорошо известна: еще в 2011 году они обменялись активами. Тогда EDC получила буровые предприятия Schlumberger, а последней достались ремонтные структуры российской компании; таким образом, американская корпорация теперь фактически вернет свои мощности. Объединенная компания может занять половину российского нефтесервисного рынка.

Глава аналитического отдела Газпромбанка Александр Назаров отмечает, что цена сделки для Schlumberger «достаточно высокая».

Он предполагает оценку исходя из коэффициента EV/EBITDA в 5,5-5,7 против аналогичного показателя при покупке Halliburton компании Baker Hughes в 6,2-6,3, то есть «скидки за российский актив практически нет». Кроме того, добавляет он, сделка проходит в нефтесервисной индустрии, напрямую затронутой западными санкциями. Есть у EDC и собственные проблемы: как говорили источники «Ъ» на рынке, в 2014 году «Роснефть» начала постепенно снижать свою долю в портфеле заказов компании. В госкомпании объяснили это развитием собственного сервисного бизнеса, но ряд источников «Ъ» утверждали, что против сотрудничества с EDC был лично президент нефтекомпании Игорь Сечин. По итогам девяти месяцев 2014 года на «Роснефть» пришлось лишь 9% заказов в портфеле EDC, а ключевым заказчиком компании остается ЛУКОЙЛ (62%), еще 20% заказов обеспечила «Газпром нефть».

Однако Алексей Кокин из «Уралсиба» считает цену сделки обоснованной с учетом того, что еще недавно компания стоила гораздо дороже, а на рынке можно было выкупить не более 30% акций. Аналитик уверен, что инициаторами продажи выступили российские акционеры, а «иностранный инвестор явно рассчитывает на изменение ситуации и дальнейшую перспективу, когда цены на нефть вырастут, а санкции отменят». Формально санкции почти не затрагивают Schlumberger в рамках сделки и сейчас: EDC специализируется на традиционных технологиях и почти не закупает оборудование в США и Европе, хотя признавала, что санкции могут ограничить возможности ее развития и осложнить реализацию буровых проектов на сланцевых месторождениях Западной Сибири.

iv_g: записи о нефтесервисе, бурении, скважинах, МУН и ГРП

Читать далее

sciencedirect.com: Journal of Unconventional Oil and Gas Resources

Издается с 2013 г.
http://www.sciencedirect.com/science/journal/22133976/

Околонефтяные истории

http://63ru.livejournal.com/2749633.html
http://dpmmax.livejournal.com/287646.html

indpg.ru: Бурение в России в 2012 г.

Для бурового сектора наступили золотые годы: нефть по-прежнему остается главным источником российских доходов, но ее запасы истощаются. Поэтому для поддержания добычи недропользователи компенсируют убыль «черного золота» на промыслах прибавлением «железа» в виде развития эксплуатационного фонда, строительства новых скважин и модернизации действующих. Большинство российских нефтяных компаний, оправившись после шока от снижения цен в 2008–2009 годах, в последние три года высокими темпами наращивают объемы эксплуатационной проходки.

Результаты добычи нефти и бурения на нефть в России по итогам первого квартала с.г. показали, что тенденции, прослеживаемые в последние три года, сохраняют актуальность. Производство жидких углеводородов с начала этого года относительно аналогичного периода 2012-го осталось фактически на том же уровне, тогда как общий объем бурения увеличился более чем на 3%. И в сравнении с динамикой добычи нефти, и на фоне совокупного замедления российской экономики показатели подъема в секторе бурения выглядят очень впечатляюще.

Основные объемы бурения закономерно приходятся на эксплуатационное (более 17 млн м в 2012 году) и сосредоточены в Западной Сибири, которая служит наиболее ярким индикатором различия тенденций в проходке и в добыче нефти. На сибирский запад приходится примерно 63–65% всего отечественного производства нефти и конденсата, зато по бурению доля региона составляет около 83%. Такое соотношение лишний раз демонстрирует, что продуктивность главной нефтяной провинции России падает, а себестоимость добычи, напротив, увеличивается.

Отметим, впрочем, что в ряде других регионов бурение растет быстрее, чем в Западной Сибири. В прошлом году объем проходки вырос здесь на 8,1% по сравнению со среднероссийским показателем в 9,6%. Европейская Россия и Восточная Сибирь (вместе с Дальним Востоком) показали рост соответственно на 17,5 и 13,9%.

Буровики не скучают

Более 80% бурения на нефть в России традиционно обеспечивали пять западносибирских ВИНК — «Сургутнефтегаз», «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть» и ТНК-ВР. Бессменным лидером по бурению был «Сургутнефтегаз». В 2013 году расклад, понятно, поменяется. С поглощением ТНК-ВР «Роснефть» становится крупнейшим заказчиком буровых услуг в России, и 80% рынка будет делиться уже не между пятью, а между четырьмя компаниями…

На месторождениях «Сургута» в прошлом году было пробурено более 4,9 млн м эксплуатационных и разведочных скважин. Но, что показательно, наращивая объемы бурения, компания Владимира Богданова не может добиться стабилизации добычи в Западной Сибири. При этом в прошлом году «Сургут» увеличил проходку всего на 3,5%, что гораздо хуже среднероссийского показателя, а количество введенных эксплуатационных скважин оказалось даже меньше, чем в 2011-м (1325 против 1403). Таким образом, на старых промыслах «Сургут» вынужден строить все более глубокие скважины, которые, как свидетельствуют данные по добыче, не отличаются высокими дебитами…

«Роснефть» в 2012 году нарастила проходку на 17,4% и преодолела рубеж 4 млн м в год, прежде доступный только «Сургутнефтегазу». В основном этот рост был обеспечен интенсификацией работ на месторождениях «Юганскнефтегаза», где в 2012 году проходка в эксплуатационном бурении увеличилась почти на 500 тыс. м. А вот купленная «Роснефтью» ТНК-ВР сократила в прошлом году объемы бурения. Отчасти это объясняется естественным снижением активности компании в конце года — после того как ее акционеры достигли договоренности с «Роснефтью». Но, повторимся, только отчасти. При разработке югорских «браунфилдов» и нового Верхнечонского месторождения ТНК-ВР делала ставку на высокотехнологичные горизонтальные скважины, и по объему горизонтального бурения и количеству новых скважинам с горизонтальным окончанием ТНК-ВР уступила в прошлом году только «ЛУКОЙЛу».

«ЛУКОЙЛ» же в прошлом году увеличил объемы бурения более чем на треть! В относительных цифрах прирост эксплуатационной проходки составил почти 1 млн м. Такая динамика наглядно иллюстрирует, сколь масштабно идет реализация Программы стратегического развития на 2012–2021 годы, сменившая прежний курс на оптимизацию затрат, который компания проводила в 2009–2010 годах (см., например, в «Сказано — сделано» в «НиК» № 12, 2012 г.). За счет активного бурения с широкомасштабным использованием горизонтальных скважин компания Алекперова сократила темпы падения добычи нефти в Западной Сибири. Но для того чтобы обеспечить рост производства, который намечен в программе, «ЛУКОЙЛу» предстоит бурить еще больше. И в текущем году на месторождениях «ЛУКОЙЛа» в России будет пробурено около 4 млн м эксплуатационных скважин.

Прирост бурения «Газпром нефти» в 2012 году был гораздо скромнее, чем у «ЛУКОЙЛа», при этом проходка в эксплуатационном бурении не дотянула до показателя 2010 года. Но как и многие другие ВИНК, «Газпром нефть» активно внедряет передовые технологии строительства скважин. И количество законченных строительством горизонтальных скважин у этой компании в 2012 году выросло почти в три раза по сравнению с 2011-м.

В целом же опережающий рост объемов горизонтального бурения — один из основных итогов 2012 года на буровом рынке. Прирост данного сектора в прошлом году составил около 30%.

Дела ремонтные

По размеру эксплуатационного фонда скважин до поглощения «Роснефти» ТНК-ВР в России лидировал «ЛУКОЙЛ». В этой связи совершенно закономерно, что компания была лидером по количеству операций по подземному ремонту скважин.

В прошлом году компания Алекперова заметно нарастила объемы ремонтных работ, причем в первую очередь за счет КРС. По всей вероятности — это еще одно проявление реализации новой стратегии «ЛУКОЙЛа» в upstream. И, по всей видимости, потенциал роста здесь еще есть, поскольку и по отношению количества операций ТКРС к размеру фонда скважин, и по доле КРС в ТКРС «ЛУКОЙЛ» уступает компаниям сравнимого масштаба. Отметим также, что неработающий фонд скважин «ЛУКОЙЛа» в прошлом году практически не изменился. В Западной Сибири количество неработающих скважин даже увеличилось, что, впрочем, было компенсировано за счет успешных ремонтов в Коми и Пермском крае. Зато лукойловский фонд скважин, дающих продукцию, увеличился более чем на 700 единиц. Понятно, что такого результата компания добилась за счет бурения и ввода новых скважин.

Совершенно другая ситуация наблюдается с «Роснефтью». Госкомпания очень много времени уделяет ремонту скважин, с огромным отрывом лидируя в отрасли по количеству операций КРС. В итоге неработающий фонд «Роснефти» в прошлом году сократился более чем на 540 скважин.

Эксплуатационный фонд «Роснефти» за прошлый год уменьшился на 700 с лишним единиц, на 170 единиц сократился фонд скважин, дающих продукцию, но это именно тот случай, когда средняя температура по большой больнице не несет никакой полезной информации. Фонд продуктивных скважин сокращался в подразделениях, не играющих ключевой роли в «Роснефти», — это «Грознефтегаз», «Краснодарнефтегаз», «Самаранефтегаз», «Сахалинморнефтегаз» и «Пурнефтегаз» (да, некогда крупнейшие добычные «дочки» «Роснефти» уже малоинтересны компании). В «Юганскнефтегазе» эксплуатационный фонд растет на фоне сокращения бездействующего фонда по итогам 2012 года почти на треть. Это лучший показатель по сравнимым субъектам «нефтянки». Естественно, растет скважинный фонд и у «Ванкорнефти», а вот бездействующих скважин на Ванкоре пока нет.

Интересно, как скажется приход «Роснефти» к управлению добычей ТНК-ВР на ремонтной стратегии последней. Англо-российский холдинг в отличие от большинства западносибирских ВИНК последние три года сокращал объемы ремонтных работ, сохраняя при этом не самое почетное первенство по размеру бездействующего фонда. «Роснефть» может пересмотреть этот подход. Но есть основания полагать, что многие простаивающие скважины ТНК-ВР на Самотлоре и Красноленинском просто не ремонтопригодны. Те же, что можно, ТНК-ВР ремонтировала и весьма успешно. Бездействующий фонд компании в прошлом году сократился примерно на 400 скважин, а продуктивный фонд получил соответствующую прибавку.

«Сургутнефтегаз» по размеру эксплуатационного фонда сравним с ТНК-ВР, бездействующий фонд у «Сургута» — в разы меньше, а ремонтов — ощутимо больше, и объем ТКРС имеет четкую тенденцию к росту. Но по итогам 2012 года бездействующий фонд «Сургута» увеличился почти на 100 скважин, или более чем на 10%. Понятно, что это было компенсировано — с лихвой — новыми скважинами; по приросту продуктивного фонда «Сургут» в прошлом году не имел себе равных в нашей стране. Однако вопросы, связанные с эффективностью «домашнего сервиса», сравнение показателей «Сургутнефтегаза» и ТНК-ВР, определенно, оставляет.

Статистика ремонтов «Газпром нефти» в 2010–2012 годах не имеет четко выраженной тенденции, и бездействующий фонд у этой компании в прошлом году, как и у «Сургута», вырос. Однако новые активы в Оренбуржье и новые скважины на исконных промыслах («Ноябрьскнефтегаз» в ЯНАО и южная часть Приобского месторождения в ХМАО) позволили компании нарастить продуктивный фонд почти на 700 скважин. Это сопоставимо с результатом «ЛУКОЙЛа», хотя по добыче «Газпром нефть» с «ЛУКОЙЛом» никак не сравнима (по крайней мере — пока).

В целом по России эксплуатационный фонд скважин в прошлом году увеличился на 1,5%, фонд скважин, дающих продукцию, — на 1,7%. Это опережение, очевидно, было обеспечено ТКРС, спрос на который в России не имеет предпосылок к снижению.

О размере

По итогам 2013 года «Роснефть» станет абсолютным лидером по всем показателям, связанным со строительством и ремонтом скважин. И сервисному рынку предстоит подстроиться под новую реальность. Как именно — покажет время. Но, на наш взгляд, государственные мегакомпании — «Роснефть» и «Газпром» — не будут работать с небольшими сервисными подрядчиками. Это некомфортно и как-то не соответствует статусу.

Здесь можно вспомнить про «неинтегрированный сектор» нефтедобычи, который, если судить по официальной статистике, в России достаточно силен. Но кто крупнейший в этом секторе? «Томскнефть» — совместное предприятие «Роснефти» и «Газпрома» и «Салым Петролеум» — совместное предприятие «Газпрома» и Shell…

Ближайшие годы ознаменуются сегментированием рынка услуг по бурению и ремонту скважин. В итоге в сегменте обслуживания крупных ВИНК должно остаться не более 5–6 компаний, а за заказы небольших компаний конкуренция до невиданной доселе степени. Выживет в этой конкуренции самый терпеливый.

— —

В силу того, что доля трудноизвлекаемых запасов в структуре российских запасов нефти непрерывно растет и уже превышает 70%, наиболее востребованными у нефтяников, естественно, являются скважины с оборудованием для механизированных способов добычи. Более 92% промыслового эксплуатационного фонда составляют скважины, оснащенные установками электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН), а также штанговыми глубинными насосами (ШГН). В этом секторе можно отметить две примечательные тенденции. Во-первых, доля УЭЦН в эксплуатационном фонде быстро нарастает: если в совокупном объеме она составляет 57,5%, то в числе новых скважин, введенных в 2012 году, — 78,4%. На штанговые насосы приходится примерно 36,7% российских скважин, но в прибавке 2012 года вклад ШГН составил всего 12,9%. Нефтяники, таким образом, отдают предпочтение УЭЦН — более современным и эффективным для разработки глубокозалегающих запасов.
http://www.indpg.ru/nefteservis/2013/02/69956.html

Гендиректор «Сургутнефтегаза»: На нас в отличие от коллег санкции не скажутся

Санкции Евросоюза и США не отразятся на бизнесе «Сургутнефтегаза», потому что компания использует собственные технологии, а не западные. Об этом заявил гендиректор компании Владимир Богданов. Ранее в среду министр природы Сергей Донской заявил, что санкции уже сказались на добыче трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) и могут отразиться и на работе на шельфе.

Он объяснил, что «наши нефтяники берут зарубежные технологии и пытаются их адаптировать к нашим условиям». США и ЕС ограничили поставки в Россию соответствующих технологий и оборудования для нефтегазовой отрасли.

«Нас от коллег отличает то, что у нас собственное бурение, капитальные подземные ремонты, своя производственная база, машиностроение, программно-вычислительные центры, — заявил Богданов. — Мы используем собственные наработки». По его словам, в случае необходимости «Сургутнефтегаз» может поделиться наработками с другими нефтяными компаниями. Также Богданов считает, что введение санкций стимулирует развитие отечественной промышленности.

В конец июня на собрании акционеров Богданов говорил, что «Сургут» лучше конкурентов готов «к неприятностям» и у него готовы разные антикризисные планы.

http://www.vedomosti.ru/companies/news/33240581/gendirektor-surgutneftegaza-na-nas-v-otlichie-ot-kolleg

— — — — —

Кстати Сургутнефтегаз -Самая богатая компания в России, а вовсе не Газпром или Роснефть. В отличие от Роснефти которая утопает в многомиллиардных долгах, у СНГ долгов нет+еще более 30 млрд на депозитах(Денежная подушка ExxonMobil меньше более, чем в 3 раза — около $10 млрд.). Несмотря на значительные накопления, «Сургут» почти не совершает покупок. У компании нет ни одного актива за рубежом.К тому же это самая закрытая компания в России. Владельцы более 70% процентов акций неизвестны.
http://aftershock.su/?q=node/258543

Комментарии на aftershock.su
— На счет долгов и кредитов, интересно что мешает другим сырьевым компаниям развиваться так же, могли свои собственные банки открывать, и развивать остальную промышленность.

— Структура владения акциями «Сургутнефтегаза» очень хитрая – кольцевая: когда одна офшорная компания владеет пакетом акций, а ею владеет другая офшорная компания, которой, в свою очередь, владеет третья офшорная компания. В общем, офшор на офшоре, и офшором погоняет. И учитывая, что офшоры не раскрывают информации о бенефициарах, просчитать, кто на самом деле владеет акциями «Сургутнефтегаза» и в каких пропорциях, ни одному рыночному аналитику не под силу.
У «Сургутнефтегаза» нет никакого имиджа на бирже, биржевых игроков эта компания совершенно не интересует. А ее акции используются биржевыми спекулянтами лишь для хеджирования рисков – они уходят в эти бумаги, стоимость которых практически не меняется, когда на рынке происходит обвал. Непонятно, зачем «Сургутнефтегаз» вообще котирует свои акции на бирже, сделали бы закрытое акционерное общество. Правда, тогда надо было бы хотя бы формально указать имена владельцев, ссылка на «трудовой коллектив» уже не прошла бы.
Почему же тогда «Сургутнефтегаз» так беспокоит Запад, что они постоянно поднимают эту тему?
То, что происходит с «Сургутнефтегазом» — это нарушение западных стандартов бизнеса и глобальных правил игры на рынке, естественно, мировой финансовой элите это не нравится, и она будет бороться с такой ситуацией до последнего.

— Была попытка приобритения Венгерского НПЗ, но мадьяры восстали и что бы не было шума сделка не состоялась. Но самое главное г. Сургут держится на Сургутнефтегазе и является одним из богатейших городов России, и головной офис СНГ в Сургуте (нонсенс).

Вообще компания работает по старым советским лекалам- все что можем сделаем сами.
В отличие от Газпрома, который сам почти ничего не делает одни подрядчики и субподрядчики кругом.

— — — — —
iv_g:
Богданов единственный в своем роде в отрасли: последний «Красный директор», понимающий в производстве, не отдавший нефтесервис на аутсорсинг и пытающийся развивать в компании необходимые НИОКР.

Другой «Красный директор» — Алекперов поступил наоборот, продал ЛУКОЙЛ-Бурение

25.03.2003
Затянувшийся процесс продажи «ЛУКОЙЛом» сервисной компании «ЛУКОЙЛ-бурение» близится к концу. На этой неделе нефтяная компания получит официальные заявки на покупку своего подразделения. Как стало известно «Ведомостям», их будет всего две: одну представит альянс Schlumberger и ОМЗ, другую — американской Nabors и «Петроальянса». Аналитики оценивают
сумму будущей сделки в $200 млн.

О намерении продать свои буровые мощности «ЛУКОЙЛ» объявил в начале прошлого года, когда объявил программу реструктуризации бизнеса с целью сокращения издержек и повышения его эффективности. Холдинг «ЛУКОЙЛ-бурение» включает в себя три крупных территориальных подразделения: «Западная Сибирь», «Пермь» (в него входят мощности, расположенные на Урале и в Коми) и «Нижняя Волга». В своей сфере деятельности это одно из крупнейших предприятий, на долю которого в России приходятся 21% разведочного и 17% эксплуатационного бурения. Стоимость его активов, по оценке KPMG, составляет $284 млн. Согласно отчету компании по US GAAP, выручка за 2001 г. составила $505 млн, чистая прибыль — $40 млн.

Консультантом сделки является Morgan Stanley, и в минувшую пятницу она должна была представить в «ЛУКОЙЛ» официальные заявки, собранные у потенциальных покупателей «ЛУКОЙЛ-бурения». Однако, как сообщили «Ведомостям» в нефтяной компании, по просьбам потенциальных покупателей срок приема заявок перенесли еще на неделю. После получения заявок сделанные предложения будут изучаться в течение одной-двух недель, после чего с тем, на кого падет выбор, будет подписан протокол о намерениях по покупке «ЛУКОЙЛ-бурения». О том, кто претендует на холдинг и какая цена устроила бы «ЛУКОЙЛ», представитель компании говорить отказался. Ранее источник, близкий к «ЛУКОЙЛу», говорил, что нефтяной холдинг хотел бы выручить за сервисное подразделение $300 млн.

Первоначально в прошлогодней презентации «ЛУКОЙЛ-бурения» в США участвовали пять компаний из США и Канады. Среди потенциальных покупателей фигурировали транснациональные сервисные компании Schlumberger и Halliburton. Однако теперь, как рассказал «Ведомостям» источник, близкий к тендеру, осталось только два претендента. Это альянсы «Объединенных машиностроительных заводов» (ОМЗ) и Schlumberger, а также «Петроальянса» (крупнейшая в России частная сервисная компания) и американской Nabors Industries Inc. Последняя занимается бурением в США, Канаде, Мексиканском заливе, Казахстане. Ее выручка за прошлый год — $1,75 млрд. По словам источника, доли российских компаний в этих альянсах «очень невелики».

Источник в ОМЗ уточняет, что его компания не участвует в подаче заявки, ее должна подать Schlumberger, «но работать компании будут в альянсе». По словам источника, если «ЛУКОЙЛ-бурение» достанется Schlumberger, то ОМЗ рассчитывает получать заказы на сервисное обслуживание бурового оборудования в среднем на $10 — 20 млн в год. Если же ОМЗ в итоге получит долю в приобретенном бизнесе, то это примерно 5 — 10%.

Представитель пресс-службы «Петроальянса» не отрицал участия компании в тендере, однако сказал, что какие-либо комментарии на эту тему возможны только по завершении тендера. Представитель Nabors по связям с инвесторами и пресс-служба Schlumberger в Нью-Йорке отказались обсуждать предполагаемую сделку. Тот же результат дала и беседа с пресс-службой. Представитель Halliburton заявил «Ведомостям», что его компания не претендует на покупку «ЛУКОЙЛ-бурения». Однако, по его словам, Halliburton в партнерстве с «Петроальянсом» намерена продолжать оказывать «ЛУКОЙЛу» сервисные услуги.

Аналитик «Тройки Диалог» Валерий Нестеров считает, что холдинг «ЛУКОЙЛ-бурение» может быть продан примерно за $200 млн, т. е. за сумму, близкую к стоимости его активов. Наиболее вероятным покупателем российской компании эксперт считает Schlumberger — хотя бы уже потому, что по масштабам операций она более чем в пять раз превосходит конкурента. А Константин Резников из Альфа-банка считает реалистичной и цену в $300 млн. Однако, по его словам, максимальная выручка — не главная цель «ЛУКОЙЛа»: нефтяную компанию в первую очередь заботит возможность избавиться от непрофильного бизнеса.

провел реструктуризацию, избавившись от «непрофильных активов», стал активно участвовать в зарубежной экспансии, но глава ЛУКОЙЛа тоже осторожен при ведении дел [1], [2], поскольку не имеет расчета на государственную помощь

argumenti.ru: Глубинные тайны нефтянки

Нефть в России своя, но мозги и машины в нефтянке всё чаще импортные

Борьба за вышки
Нефтегазовые компании крепко подсели на импортную технику, основным донором стал Китай. Персонал на скважинах вместо примелькавшихся за полвека значков Уралмаша и Волгоградского завода буровой техники всё чаще видит на оборудовании надписи вроде «Хонгхуа» и «Хебей Хайхуа». Порой среди новых поставок с большой земли попадаются американские «Арамы» и французские «Серцели». Но Уралмашей всё меньше.

По данным Минпрома, доля иностранного оборудования в целом по нефтянке достигает 25–30%, в шельфовой добыче – 100%. В газовой добыче ещё больше. Вроде бы отечественной технике достались внушительные три четверти. На деле в статистику попали старые машины и буровые вышки советских времён, отработавшие по 30–40 лет. Среди новой техники доля российского оборудования менее 20%.

Обычно жалобы на засилье импорта на месторождениях слушают вполуха. Пока не узнают, сколько стоит ключевой инструмент нефтедобычи – буровая установка. При разведке крупных запасов нефти приходится забираться на глубину от 1 до 6 км, в последние годы средняя длина новых скважин растёт, в 2013 г. достигла трёх километров. Бурить на таких глубинах немногим проще, чем оправлять экспедиции в космос. Скважины давно не ведут линейно вниз. Технологии давно вышли на другой уровень, пласты научились соединять километрами горизонтальных петлевых узлов и каналов.

Чтобы выполнить такое сложное бурение, требуется техника космического уровня. К тому же всё более сложная. Добыча нефти в РФ постепенно уходит на глубину, где температура породы достигает 150–250 градусов. Чтобы пробиться на километры вниз, требуется буровой комплекс весом в несколько сотен тонн с вышкой на 50–70 м, несколькими силовыми установками на 1 тыс. лошадей каждая, сложной системой охлаждения, множеством сверхмощных насосов и т.д.

Цена такой платформы – от 500 млн. до 1 млрд. рублей. Почти как у пассажирского самолёта. Установки для морского бурения во много раз дороже. Сейчас в России около 2 тыс. буровых, в рабочем состоянии – 1,5 тысячи. Более половины давно требуют замены. Вдобавок чтобы предотвратить грядущий спад добычи, нужно резко расширять разведку. Для этого понадобится не менее тысячи новых установок. В довершение в ближайшие 7–10 лет нужно построить несколько десятков морских буровых платформ.

Выходит, только на обновление техники в ближайшие годы нефтянка потратит не менее 1,5 трлн. рублей. Если не изменить ситуацию, на долю российского оборудования придётся ничтожная часть заказов. Уралмаш выпускает 25–30 буровых установок в год, Волгоградский завод – 12–15. Самых сложных и дорогих сверхтяжёлых буровых на 900 т и больше российские заводы не делают. В результате могут упустить триллионный пирог, поскольку нужны тысячи новых установок. На нашем рынке нефтедобычи давно толкаются локтями два десятка зарубежных производителей. Перевес за Китаем: 70% бурового импорта поставляют четыре компании из этой страны. Как правило, это копии западной техники.

Технологиясудного дня
Вторая проблема: бурение и разведку всё чаще перекладывают на западных подрядчиков. Это самые сложные и наиболее дорогие операции. Тут правят бал компании «Шлюмберже» и «Халлибартон», обе со штаб-квартирами в Хьюстоне, США. Основными клиентами выступают Газпром-нефть, ЛУКОЙЛ и Роснефть. Эта тройка сильнее всего зависит от иностранных технологий. За бурение каждой скважины западные подрядчики получают от 100 до 500 млн. рублей. Для справки: в 2013 г. в России пробурено 6,5 тыс. новых нефтяных скважин.

Оправдание привычное, мол, у российских компаний нет аналогичных технологий. Это в стране, у которой с XIX века была самая передовая в мире нефтяная промышленность. По мнению специалистов, первая нефтяная скважина в истории пробурена в России. Это случилось в 1848 году. В 1950 гг. в СССР впервые появилась технология кустового бурения. Суть: чтобы не ставить множество вышек, вниз ведут десятки наклонных стволов от одной точки. Многозабойная технология, когда один ствол на глубине расходится на множество, тоже впервые освоена в нашей стране. Для этого советская промышленность создала передовые наклонные турбобуры и роторы. Наконец, пресловутая технология гидроразрыва пласта. Именно за неё западные подрядчики получают самые крупные суммы. При этом гидроразрыв в СССР впервые применили в 1952 году.

Правда, с этой технологией не всё ладно. Суть: в пласт под огромным давлением закачиваются тысячи тонн воды с песком. Она разрывает породу, образуются трещины, в которые проникает нефть. Это позволяет резко нарастить моментальную отдачу скважины, но в долгосрочном плане запросто может угробить месторождение. Многие эксперты считают гидроразрыв технологией для временщиков. Из месторождения как можно быстрее выжимается сколько выйдет, дальше трава не расти. Это как нельзя лучше характеризует политику крупнейших российских нефтяных компаний последних лет. Не зря разрыв схоже звучит со словом «урвать».

Особенно интенсивно эту технологию «последнего дня» применяют на старых месторождениях Западной Сибири, которые разрабатывают с 1970 годов. Например, практически полностью взорван Самотлор – крупнейшая нефтяная жила России. Тут характерна политика компании ТНК-BP. Несколько лет назад она столкнулась с резким падением добычи на Самотлоре. Недолго думая, разорвала три сотни скважин. Дешёвые остатки быстро дожали, после чего ТНК-ВР дорого продала бизнес Роснефти. В результате госкомпания попала в ловушку: чтобы продолжать хоть какую-то добычу на Самотлоре, ей придётся дальше разрывать скважины. Во-первых, процесс не бесконечный, обычно месторождение умирает после третьей-четвёртой массированной закачки. Во-вторых, Роснефть вынуждена платить западным подрядчикам, владеющим технологиями гидроразрыва, которые использовала ТНК-ВР.

Черта двадцатого года
Что в результате? Если дела в нефтянке пойдут на спад, удар будет серьёзный и придётся по всем. Зависимость экономики от чёрного золота разрослась до таких масштабов, что вся остальная, несырьевая, часть похожа на тонкую кожуру на громадном нефтяном пузыре.

Вот данные госказначейства. В 2013 г. федеральный бюджет собрал 13 трлн. рублей. Из них пошлины на экспорт нефти принесли 2,33 трлн. руб., сборы с бензина и прочих нефтепродуктов добавили ещё 1,2 триллиона. Для сравнения: от экспорта газа государство получило 479 млрд. рублей. Дополнительные 2,19 трлн. руб. дал налог на добычу нефти (с газа вышло в семь раз меньше). В общей сложности от нефтянки бюджету в прошлом году накапало 5,7 трлн. рублей. Выходит, практически каждый второй рубль у государства – нефтяного происхождения (от газа каждый шестнадцатый).

Загвоздка вот в чём. В 2013 г. в России добыли 523 млн. т нефти. Вроде рекордный показатель за весь постсоветский период. Только новые скважины, введённые в строй не более 5 лет назад, дали лишь 37 млн. т нефти. Это 7% добычи. Рост идёт в основном за счёт раскупоривания запасов. По данным Минэнерго, в стране 160 тыс. нефтяных скважин. Только на Самотлоре, давшем стране 2,3 млрд. т нефти, пробурили 16,7 тыс. скважин. Из 160 тыс. скважин 17,8 тыс. законсервированы до поры до времени. Для сравнения: в 2000 г. в резерве было 28 тыс. скважин, в 2011 г. – 25 тысяч. Тенденция очевидна.

«При нынешних ничтожных объёмах поисково-разведочного бурения, при хищническом использовании месторождений олигархатом, когда коэффициент извлечения нефти 30% вместо принятых 60–65%, запасы сырья в основных нефтяных регионах, Волго-Уральском и Западно-Сибирском, истощаются на глазах. Хватит на 9–10 лет. Может быть, потому у партии власти все программы-манилки для электората заканчиваются в 2020 году? Посидеть ещё десять лет на трубе, пока она тёплая от пульсирующего сока земли, а там спрыгнуть», – говорит эксперт по нефтедобыче М. Полторанин.
http://argumenti.ru/economics/n454/364329

itar-tass.com: Активы Владимира Евтушенкова


http://itar-tass.com/infographics/8026

rbc.ru: Санкции и российская нефтедобыча

10.09.2014
Норвежская нефтесервисная компания продает бизнес в России после санкций

Норвежская нефтесервисная компания Petroleum Geo-Services (PGS) выставила на продажу долю в своем российском СП «ПГС-Хазар», занимающемся сейсморазведкой на шельфе. Это произошло спустя меньше месяца после того, как Норвегия присоединилась к санкциям ЕС, запрещающим поставку в Россию оборудования для арктических, глубоководных и сланцевых нефтяных проектов. Но представитель PGS подчеркивает, что санкции не были «определяющим фактором» при решении о продаже компании.

PGS решила продать совместное предприятие «ПГС-Хазар», говорится в сообщении компании. Это делается в рамках сокращения затрат и инвестиций.

Представитель PGS Борд Стенберг и гендиректор и один из российских совладельцев «ПГС-Хазар» Владислав Долгов отказались уточнить детали сделки.

СП, выполняющее геофизические изыскания и полевые сейсморазведочные работы по технологиям 2D, 3D и 4С в Каспийском, Баренцевом, Черном, Азовском морях, было создано в 2006 году PGS вместе с российскими партнерами (Долговым, его заместителем по геофизике Владимиром Козловым и техническим директором Алексеем Зяблицевым), рассказал РБК источник, близкий к акционерам к «ПГС-Хазар». По его словам, среди клиентов компании ЛУКОЙЛ, «Роснефть», «Каспийская нефтяная компания» и азербайджанская Bahar Energy. Подрядчик также выполняет работы для «Южного потока», говорится на его сайте.

Норвежцы и российские партнеры получили в СП по 50%, но 40%, принадлежавших россиянам, заложены в PGS (в обмен на инвестиции), то есть на продажу фактически выставлены 90% «ПГС-Хазар», добавил собеседник РБК.

Источник, близкий к акционерам «ПГС-Хазар», рассказал, что поиском инвесторов занимается «Ренессанс Капитал». Это подтвердил РБК источник в PGS. Представитель инвестбанка отказался от комментариев.

По словам источника, близкого к акционерам «ПГС-Хазар», на подрядчика есть два претендента —нефтесервисные компании, один из которых — казахская «Данк» (сотрудник «Данка» сказал, что «были переговоры», но деталей не уточнил). Второй претендент (его название не раскрывается) предложил за 90% «несколько миллионов долларов», то есть всю компанию оценили менее, чем в $10 млн, сказал он. Одна из причин продажи доли норвежцами — санкции, предполагает собеседник РБК.

В конце июля США и ЕС наложили эмбарго на поставки в Россию некоторых видов оборудования, предназначенного для арктических, глубоководных и сланцевых нефтяных проектов. В середине августа к ним присоединилась Норвегия.

Это очень правдоподобная версия, считает директор Small Letters Виталий Крюков: из-за санкций западным компаниям сложно работать на шельфе и на сланцевых проектах в России.

Но Стенберг заявил Bloomberg, что санкции не были «определяющим фактором» при решении PGS продать долю в «ПГС-Хазар». «Это компания была не очень прибыльной для PGS, — утверждает он. — Это не основной бизнес с учетом нашего фокуса на 3D-сейсмику».

Источник, близкий к акционерам «ПГС-Хазар», сказал РБК, что санкции уже сказываются на бизнесе компании и необходимо думать над импортозамещением. У компании есть технологии геологоразведки, основанные на своих разработках, но они требуют значительных инвестиций, добавил он.
http://top.rbc.ru/economics/10/09/2014/948196.shtml

19.09.2014
Exxon и «Роснефть» остановили бурение на шельфе в Арктике из-за санкций

Exxon Mobile и «Роснефть» остановили разведочное бурение на морском шельфе в Карском море на скважине «Университетская-1» в связи с введенными против российских нефтяных компаний санкций ЕС и США, сообщает Bloomberg.

Совместному проекту Exxon Mobile и «Роснефть» – бурению на самой северной скважине России «Университетская-1» в Карском море – 9 августа 2014 года дал старт президент Владимир Путин из Сочи в режиме телемоста. Емкость месторождения оценивается в 9 млрд баррелей.

Европейские санкции, введенные 12 сентября, ограничили российским нефтяникам не только доступ к финансовым ресурсам, но и к технологиям и оборудованию для работы в Арктике, для глубоководного бурения и добычи сланцевой нефти. Одновременно с ЕС санкции ввели и США, причем с более жесткими формулировкаами, поэтому приостановка совместного бурения в Карском море ожидалась: после объявления о новых сакнциях у Exxon было две недели – до 26 сентября, – чтобы свернуть работу. Минфин США запретил американским фирмам предоставлять пяти российским компаниям, включая «Роснефть», любые товары, услуги (кроме финансовых) и технологии, если они будут использоваться в арктических, глубоководных или сланцевых проектах. В частности, больше нельзя оказывать буровые, геофизические, геологические, логистические и управленческие услуги.

Представители «Роснефти» прокомментировать ситуацию отказались. Но ранее, после второй волны экономических ограничений со стороны ЕС президент «Роснефти» Игорь Сечин заявлял, что решение о включении нефтяной компании в санкционный список является «необоснованным, субъективным и незаконным в силу отсутствия роли компании в кризисе на Украине». Чуть позже глава «Роснефти» обратился к правительству за финансовой помощью в размере 1,5 трлн руб. 10 сентября «Роснефть» сообщила, что государство готово помочь в условиях санкций, но пока не определилось как – деньгами из Фонда национального благосостояния или иными способами. «Мы получили положительный ответ, что нам окажут помощь», – сказал тогда РБК вице-президент «Роснефти» Михаил Леонтьев, ссылаясь на заявление премьера Дмитрия Медведева.

На момент публикации представитель Exxon не ответил на запрос РБК. Ранее спикер Exxon Дик Кейл рассказал Bloomberg, что компания «все еще изучает санкции и их последствия, однако будет выполнять все требования закона и правила». По информации агентства Reuters, министр природных ресурсов Сергей Донской подтвердил вероятность остановки бурения в Карском море. «Я получил информацию, что бурение, возможно, остановлено», – сказал он. При этом на вопрос журналистов, связано ли прекращение разведки на шельфе с санкциями ЕС и США, министр ответил, что с «высокой вероятностью» такая связь существует.

По мнению преподавателя технологии нефтегазодобычи и прикладной геофизики в Норвежском университете Сигбьерна Сангесланда, бурение остановлено заранее, до обозначенного в условиях санкций срока, чтобы обеспечить безопасное закрытие скважины – компании должны установить пробку и закрыть задвижку на скважине.

Новые санкции ЕС и США, направленные на нефтяные и газовые компании, в отличие от предыдущих ограничительных мер, приведут к финансовым потерям и для западных компаний. По оценкам замгендиректора по инвестициям компании «Универ капитал» Дмитрия Александрова, потери Exxon от новой волны санкций составят около $1,5-2 млрд. «Главный удар по российским компаниям от этих санкций – это упущенная выгода от недостатка кредитного финансирования, а также по поставкам высокотехнологичного оборудования для геологоразведки и бурения», – добавил эксперт.

Кроме того, от санкций, по информации Bloomberg, пострадают и другие западные компании, имеющие бизнес-интересы в России – Total, Statoil и BP.
http://top.rbc.ru/economics/19/09/2014/950107.shtml

19.09.2014
Алекперов предсказал трудности с добычей 25% российской нефти

Одним из главных рисков для российской нефтедобычи в связи с санкциями станет отсутствие отечественного оборудования для гидроразрыва пласта, заявил, по информации Интерфакс, глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов.
Он уточнил, что с помощью этой технологии добывается четверть российской нефти.

«Вторая тема – 25% нефти сегодня добывается путем гидродинамических воздействий на пласт, это в основном гидроразрывы. Это агрегаты, которые не производятся практически нигде, кроме Соединенных Штатов… Они сегодня есть на территории России, они работают, но они постоянно требуют поддержки сервисной. То есть вот это сегодня самое тонкое место, которое может в первую очередь нанести ущерб нефтяной промышленности, потому что когда мы говорим о 125 млн тонн нефти, надо понимать, что эта нефть требует поддержки», – сказал Алекперов на встрече премьер-министра РФ Дмитрия Медведева с представителями крупного бизнеса в пятницу.

Алекперов призвал создать производство соответствующего оборудования на территории России.

Европейские и американские санкции третьей волны были введены 12 сентября 2014 года, причем американские санкции оказалиь гораздо жестче: они касаются нефтяных и газовых компаний, в том числе «Газпрома», ЛУКОЙЛа, «Транснефти», «Газпром нефти» и «Сургутнефтегаза». Компаниям ограничили не только доступ к финансовым ресурсам, но и технологиям, и оборудованию для работы в Арктике, для глубоководного бурения и добычи сланцевой нефти.

Как рассказал РБК директор аналитического агентства Small Letters Виталий Крюков, из текста о санкциях ЕС следует, что ограничения на оказание сервисных услуг не должны коснуться уже действующих контрактов, но юридически определить, что является таковым, не всегда возможно. Поэтому предсказать эффект от санкций в этом вопросе сложно, отмечает он. «В любом случае ограничения в сервисном секторе нанесут существенный удар», – заявил эксперт.

Через неделю после объявления о санкциях глава ЛУКОЙЛа заявил, что его компания намерена справляться с возможными последствиями от санкций своими силами и на помощь государства не рассчитывает. «Считаю, что сегодня государству есть куда расходовать бюджет. Надеюсь, это будет направлено на социальные нужды», – сказал Алекперов.

С американской стороны контролировать исполнение эмбарго на поставку оборудования и технологий будет Управление по контролю за иностранными активами (OFAC) – подразделение Минфина США, заведующее экономическими санкциями; оно же вправе выдать лицензию на передачу запрещенного оборудования в зависимости от конкретных обстоятельств. Еще одним контролирующим органом будет Бюро промышленности и безопасности (BIS) при Министерстве торговли США – ведомство, специализирующееся на экспортном контроле.

BIS добавило «Газпром», «Газпром нефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз» и «Роснефть» в особый список компаний (Entity List), в отношении которых действует максимально строгий режим экспортного контроля. Ведомство будет отказывать в поставке этим компаниям любого нефтегазового оборудования, если поставщик знает, что оно будет использоваться для разведки или добычи нефти на глубинных морских участках, на шельфе Арктики или в сланцевых формациях.

23.09.2014
Исполнительный директор французской нефтегазовой компании Total Кристоф де Маржери заявил о том, что компания приостанавливает сотрудничество с ЛУКОЙЛом по совместной разработке месторождений в Западной Сибири из-за санкций в отношении России.

«Совместное предприятие с ЛУКОЙЛом однозначно приостановлено. Однако этот проект (по сути. — «Ъ») не был запущен, так что на Total это никак не отразится», — приводит Financial Times слова господина де Маржери.

Ранее сообщалось о том, что Total ведет переговоры с ЛУКОЙЛом о создании совместного предприятия (СП) для реализации совместных проектов по добыче нефти в России.
http://www.kommersant.ru/doc/2573340

Новости Eurasia Drilling Company

Санкции ЕС и США в будущем могут привести к сокращению темпов роста бизнеса крупнейшей буровой компании в России Eurasia Drilling Company, предупредила компания. Впрочем, и без санкций в первом полугодии ее чистая прибыль уже упала на 7% — из-за сокращения заказов «Роснефти». Подрядчик надеется заместить эту потерю за счет других нефтяных компаний.
Читать далее