ДОБЫЧА РОСНЕФТИ 5,83 МБД
РОСНЕФТЬ - ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ЗА 3 КВ. И 9 МЕС. 2018 Г.
- ЭФФЕКТИВНОЕ ВОССТАНОВЛЕНИЕ ДОБЫЧИ В РЕЗУЛЬТАТЕ СМЯГЧЕНИЯ ОГРАНИЧЕНИЙ В РАМКАХ СОГЛАШЕНИЯ ОПЕК+
- СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ В 3 КВ. 2018 Г. СОСТАВИЛА 5,83 МЛН Б.Н.Э., ЧТО НА 2,1% ВЫШЕ УРОВНЯ 2 КВ. 2018 Г.
- СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ДОБЫЧА ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ВЫРОСЛА НА 2,6% КВАРТАЛ К КВАРТАЛУ
- РОСТ ДОБЫЧИ ГАЗА НА 1,0% К УРОВНЮ 2 КВ. 2018 Г.
- ОБЪЕМ ПЕРЕРАБОТКИ СЫРЬЯ НА НПЗ РФ ЗА 9 МЕС. 2018 Г. ВЫРОС НА 1,8% ГОД К ГОДУ ДО 76,6 МЛН Т
Ключевые производственные показатели за 3 кв. и 9 мес. 2018 г.:
|
3 кв. ‘18 |
2 кв. ‘18 |
3 кв. ‘17 |
изм. кв./кв. |
изм. г./г. |
9 мес. ‘18 |
9 мес. ‘17 |
изм. г./г. |
Добыча углеводородов (тыс. б.н.э./сут.) |
5 826 |
5 706 |
5 674 |
2,1% |
2,7% |
5 747 |
5 720 |
0,5% |
Добыча ЖУВ (млн т) |
58,68 |
56,54 |
56,74 |
3,8% |
3,4% |
170,68 |
168,94 |
1,0% |
Добыча газа (млрд куб. м.) |
16,62 |
16,46 |
16,66 |
1,0% |
(0,2)% |
49,95 |
50,86 |
(1,8)% |
Уровень полезного использования ПНГ |
83,6% |
84,2% |
88,3% |
(0,6) п.п. |
(4,7) п.п. |
84,5% |
89,1% |
(4,6) п.п. |
Эксплуатационное бурение (тыс. м.)* |
3 258 |
3 143 |
3 342 |
3,7% |
(2,5)% |
9 225 |
8 825 |
4,5% |
2Д сейсмика (пог. км.)* |
325 |
1 197 |
27 611 |
(72,8)% |
(98,8)% |
5 087 |
38 306 |
(86,7)% |
3Д сейсмика (кв. км.)* |
1 699 |
1 837 |
6 576 |
(7,5)% |
(74,2)% |
8 285 |
12 225 |
(32,2)% |
Переработка нефти (млн т) |
29,82 |
28,12 |
28,31 |
6,0% |
5,3% |
85,51 |
84,33 |
1,4% |
На заводах РФ |
26,77 |
25,08 |
25,03 |
6,7% |
7,0% |
76,55 |
75,19 |
1,8% |
Вне РФ |
3,05 |
3,04 |
3,28 |
0,3% |
(7,0)% |
8,96 |
9,14 |
(2,0)% |
Выпуск нефтепродуктов в РФ (млн т) |
25,82 |
24,22 |
24,08 |
6,6% |
7,2% |
73,93 |
72,54 |
1,9% |
Бензин |
4,01 |
3,56 |
3,89 |
12,6% |
3,1% |
11,25 |
11,42 |
(1,5)% |
Нафта |
1,64 |
1,51 |
1,49 |
8,6% |
10,1% |
4,72 |
4,58 |
3,1% |
Дизельное топливо** |
8,81 |
8,22 |
8,19 |
7,2% |
7,6% |
25,21 |
24,71 |
2,0% |
Мазут |
6,17 |
5,87 |
5,29 |
5,1% |
16,6% |
17,69 |
17,28 |
2,4% |
Керосин |
1,07 |
0,88 |
0,90 |
21,6% |
18,9% |
2,76 |
2,48 |
11,3% |
Нефтехимическая продукция |
0,31 |
0,41 |
0,34 |
(24,4)% |
(8,8)% |
1,15 |
1,14 |
0,9% |
Прочие |
3,81 |
3,77 |
3,98 |
1,1% |
(4,3)% |
11,15 |
10,93 |
2,0% |
Выпуск нефтепродуктов вне РФ (млн т) |
3,10 |
3,11 |
3,24 |
(0,3)% |
(4,3)% |
9,09 |
9,10 |
(0,1)% |
* По управленческим данным
** С учетом судового топлива
Разведка и добыча
Добыча углеводородов в 3 кв. 2018 г. составила 72,4 млн т.н.э. (5,83 млн б.н.э. в сутки) и 211,8 млн т.н.э. (5,75 млн б.н.э. в сутки) за 9 мес. 2018 г., превысив уровень 2 кв. 2018 г. и 9 мес. 2017 г. на 3,3% и 0,5% соответственно.
В результате смягчения ограничений в рамках Соглашения ОПЕК+ среднесуточная добыча жидких углеводородов Компании в 3 кв. 2018 г. составила 4,73 млн барр., увеличившись на 2,6% квартал к кварталу и на 3,4% год к году, благодаря эффективному восстановлению добычи на ряде зрелых активов (в основном, РН-Няганьнефтегаз, Варьеганнефтегаз, РН-Пурнефтегаз, Оренбургнефть) посредством оптимального выбора и управления фондом скважин. Компания продолжает наращивать добычу с учетом предложений, озвученных на заседании Министерского мониторингового комитета стран-участниц Соглашения ОПЕК+ в Алжире в конце сентября 2018 г. В результате добыча нефти и газового конденсата Компании в октябре достигла 4,78[1] млн барр. в сутки, что превышает уровень мая 2018 г. на >200 тыс. барр. в сутки и уровень октября 2016 г.[2] (до начала реализации Соглашения ОПЕК+) на >100 тыс. барр. в сутки.
Прирост среднесуточной добычи нефти и газового конденсата в России в сентябре 2018 г. относительно уровня октября 2016 г. составил 138 тыс. барр., из которых более 62% – доля Роснефти. При этом среднесуточная добыча Компании в РФ в сентябре 2018 г. выросла на 4,7% по сравнению с уровнем сентября 2017 г.
Благодаря ключевому вкладу Роснефти уровень среднесуточной добычи нефти и газового конденсата в России достиг исторического максимума в октябре 2018 г., в кратчайшие сроки превысив уровень добычи до начала реализации Соглашения ОПЕК+ (октябрь 2016 г.).
Таким образом, Компания своевременно реализовала ранее заявленный технологический потенциал по наращиванию объемов производства жидких углеводородов в объеме ~200 тыс. барр. в сутки, что свидетельствует о корректности стратегического выбора активов для ограничения добычи. В соответствии с утвержденной Стратегией, Компания планирует продолжить рост добычи жидких углеводородов до 5,09 млн барр. в сутки (250 млн тонн) к 2022 году.
За 9 мес. 2018 г. среднесуточная добыча жидких углеводородов Компании выросла год к году на 48 тыс. барр. в сутки или на 1,0% в результате достижения рекордных показателей производства на крупнейшем активе Компании РН-Юганскнефтегаз и активной разработки новых проектов.
Проходка в эксплуатационном бурении увеличилась в 3 кв. 2018 г. на 4% квартал к кварталу и за 9 мес. 2018 г. на 5% год к году, превысив уровень 9 млн м при сохранении доли собственного бурового сервиса порядка 60%. За 9 мес. 2018 г. ввод новых скважин в эксплуатацию был увеличен на 13% по сравнению с уровнем аналогичного периода прошлого года до 2,6 тыс. единиц с ростом доли горизонтальных скважин до 46%, а количество новых введенных горизонтальных скважин с МГРП - на 69%.
В начале августа Компания установила новый отраслевой рекорд по суточной проходке бурения - 56 708 м, превысив предыдущее достижение практически на 7%. Рост показателей бурения стал возможен благодаря совершенствованию системы планирования и управления бурением, а также эффективному внедрению новых технологий.
В сентябре крупнейший актив Компании РН-Юганскнефтегаз установил новый отраслевой рекорд суточной добычи нефти - 195,3 тыс. т (1,45 млн барр.). Это самый высокий показатель РН-Юганскнефтегаз в новейшей истории России, который удалось достичь благодаря масштабному применению инновационных технологий, а также внедрению собственных научных разработок в бурении. За 9 мес. 2018 г. рост добычи жидких углеводородов актива достиг 6,5% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.
В соответствии с утвержденным планом Компания продолжает развивать и готовить к запуску новые активы. Суммарная добыча жидких углеводородов за 9 мес. 2018 г. на Сузунском, Восточно-Мессояхском, Юрубчено-Тохомском и Кондинском месторождениях составила более 58 млн барр.
На Сузунском месторождении начата реализация второй очереди обустройства, предусматривающая строительство объектов газовой программы (установка подготовки газа с компрессорной станцией, межпромысловый газопровод «Сузун-Ванкор», кусты газовых скважин). Ожидаемая полка добычи ~4,5 млн т планируется к достижению в 2019 г.
Успешно продолжается освоение Восточно-Мессояхского месторождения с использованием многоствольных и высокотехнологичных скважин с технологией Fishbone, проводятся опытно-промышленные работы по полимерному заводнению, повышающие эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов. На полку добычи ~3 млн т (в доле Компании) планируется выйти в 2021 г.
Продолжается реализация комплекса мероприятий по обустройству Юрубчено-Тохомского месторождения и технологическому запуску объектов второй очереди, предусматривающего доведение объемов добычи нефти до 5 млн т в 2019 г. Ведется строительство второй установки подготовки нефти (УПН-2), на которой будет осуществляться подготовка нефти до товарного качества. Полка добычи ~5 млн т ожидается к достижению уже в следующем году.
В соответствии с планами ведется разработка Эргинского кластера. Эффективность буровых работ, а также применение современных технологических передовых решений позволили менее чем за год с начала промышленной эксплуатации Кондинского месторождения достичь показателя один миллион тонн накопленной добычи нефти. Высокие показатели были достигнуты благодаря эффективному управлению программой эксплуатационного бурения и последовательной реализации программы исследовательских работ по уточнению геологического строения залежей. В 2019 г. планируется достичь полку добычи >2,5 млн т.
На месторождениях Эргинского кластера применяются такие технологии как геонавигация в процессе бурения - управление траекторией скважины в режиме реального времени - что позволяет увеличить эффективность проходки по продуктивной части пласта. Кроме того, проводятся геофизические исследования скважин с использованием ядерно-магнитных, акустических и других методов, применяются современные способы гидродинамического и геомеханического моделирования с целью оптимизации процесса заканчивания горизонтальных скважин и планирования многостадийного гидроразрыва пласта.
Компания активно готовит к поэтапному вводу в эксплуатацию вторую очередь Среднеботуобинского, Тагульское, Русское и Куюмбинское месторождения.
На Среднеботуобинском месторождении запущены объекты второй очереди обустройства (нефтепровод, центральный пункт сбора, приемо-сдаточный пункт), обеспечивающие подготовку и сдачу нефти до 5 млн т / год. Продолжается работа по строительству объектов инфраструктуры и обустройства, реализуется программа бурения горизонтальных и многозабойных скважин. За 9 мес. 2018 г. добыча нефти на месторождении превысила 2 млн т. Ожидаемая полка добычи ~5 млн т планируется к достижению в 2021 г.
На Тагульском месторождении продолжается эксплуатационное бурение (за 9 мес. 2018 г. пробурено 39 скважин), также ведутся работы по строительству объектов обустройства месторождения (установка подготовки нефти, кустовые площадки, нефтепроводы и прочие), выполняется комплекс работ с использованием мобильных установок подготовки нефти для минимизации геологических рисков и обеспечения проектных уровней добычи. Полка добычи >4,5 млн т ожидается к достижению после 2022 г.
На Русском месторождении, характеризующимся существенными запасами высоковязкой нефти, завершаются работы по строительству напорного нефтепровода «ЦПС Русское – ПСП Заполярное», продолжаются строительно-монтажные работы и подготовка к технологическому запуску основных объектов обустройства. На конец 3 кв. 2018 г. на месторождении пробурено более 170 скважин с потенциалом добычи нефти более 9 тыс. тонн в сутки. Полка добычи >6,5 млн т ожидается к достижению после 2022 г.
Продолжаются строительно-монтажные работы и подготовка к технологическому запуску объектов сбора и подготовки нефти (ЦПС и нефтесборный трубопровод с правого берега р. Подкаменная Тунгуска) первого пускового комплекса Куюмбинского месторождения, наращиваются темпы эксплуатационного бурения. В рамках реализации первоочередных пуско-наладочных работ и комплексного опробования оборудования в октябре 2018 г. выполнено заполнение нефтью объектов ЦПС. На полку добычи >1,5 млн т (в доле Компании) планируется выйти после 2021 г.
Добыча газа в 3 кв. 2018 г. составила 16,62 млрд куб. м, увеличившись на 1,0% по сравнению со 2 кв. 2018 г., преимущественно за счет увеличения мощностей проекта Зохр на шельфе Египта, а также роста добычи попутного нефтяного газа (ПНГ) в связи со смягчением ограничений на добычу нефти в рамках Соглашения ОПЕК+. Уровень полезного использования ПНГ в 3 кв.2018 г. составил 83,6%.
В рамках реализации проекта Роспан продолжается активная фаза строительства ключевых производственных объектов инфраструктуры, ведутся работы по антикоррозийной защите трубопроводов и эстакад на установке комплексной подготовки газа и конденсата Восточно – Уренгойского лицензионного участка, заканчивается монтаж технологического оборудования на установке регенерации метанола второй очереди. На газотурбинной электростанции Восточно-Уренгойского лицензионного участка продолжаются работы по монтажу инженерных систем. Запуск проекта планируется в 2019 г. с последующим ростом добычи газа до более 19 млрд куб м, ЖУВ - более 5 млн т в год.
Компания приступила к проекту по разработке газовой опции Харампурского месторождения, которое является вторым после Роспана перспективным газовым проектом. Пробурено 34 из 63 скважин, произведена укладка 28 км из 156 км линейного трубопровода на газопроводе внешнего транспорта. В ближайшей перспективе планируются работы по обустройству газового промысла Сеноманской залежи. Запуск проекта планируется в 2020 г. с последующим выходом на полку добычи в объеме 11 млрд куб. м в год.
Опережающими темпами ведется освоение месторождения Зохр на шельфе Египта, где в декабре 2017 г. была начата добыча газа. Производственные мощности месторождения увеличены более чем на 25% - до объема свыше 56,6 млн куб. м газа в сутки (100% проекта, ~10,2 млн куб. м в сутки в доле Компании). Это стало возможным благодаря вводу в эксплуатацию 5 технологической линии установки комплексной подготовки газа (УКПГ), а также запуску 2 транспортного газопровода от месторождения до УКПГ и новых скважин . Такой результат удалось достичь спустя всего 9 месяцев после запуска месторождения. Добыча газа за 9 мес. 2018 г. составила ~7,1 млрд куб. м газа (100% проекта, 1,3 млрд куб. м в доле Компании). С учетом достигнутого темпа ввода новых объектов, проектный уровень добычи в объеме более 76 млн куб. м газа в сутки может быть достигнут уже в 2019 г.
По итогам 9 мес. 2018 г. на суше выполнено сейсмических работ 2Д в объеме 4,8 тыс. пог. км, 3Д - в объеме 8,2 тыс. кв. км. Компания реализовала масштабную работу по сейсморазведке в стратегически важных регионах присутствия – Хатангском кластере и продолжила реализацию проектов в Якутии. В настоящее время продолжаются работы по обработке и интерпретации полученных данных, по результатам которых будет проводиться поисково-оценочное бурение.
В соответствии с утвержденной Стратегией, Компания стремится к повышению качества и успешности поисково-разведочного бурения. За 9 мес. 2018 г. на суше РФ завершены испытанием 77 поисково-разведочных скважин с успешностью 84%. Открыто 58 новых залежей и 14 новых месторождений с запасами АВ1С1+B2С2 в размере 117 млн т.н.э.
Переработка, коммерция и логистика
Объем переработки на российских НПЗ Роснефти в 3 кв. 2018 г. вырос на 6,7% квартал к кварталу - до почти 26,8 млн т. За 9 мес. текущего года переработка сырья выросла до 76,6 млн т - на 1,8% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года в условиях улучшения конъюнктуры рынка. Общий объем нефтепереработки с учетом зарубежных предприятий в 3 кв. увеличился на 6,0% - до почти 30 млн т, а за 9 мес. - до 85,5 млн т или на 1,4% год к году.
За 9 мес. 2018 г. показатели выхода светлых нефтепродуктов на российских НПЗ Компании незначительно снизились на 0,2 п.п. год к году - до 58,2%. Показатель глубины переработки сохранился на уровне 9 мес. 2017 г. и составил 75,2%.
В августе текущего года Компания ввела в эксплуатацию второй за год экологический объект водоочистки – блок доочистки с мембранным биореактором на сооружениях биохимической очистки сточных вод на Новокуйбышевском НПЗ. Данный блок обеспечивает высокую степень очистки и возврат воды в производственный цикл, что позволяет свести к минимуму потребление водных ресурсов. Ввод инновационной технологии доочистки стоков является важным шагом в практической реализации политики Роснефти в области охраны окружающей среды и окажет положительное воздействие на состояние окружающего водного бассейна.
Вслед за Уфимской группой НПЗ Компании в сентябре 2018 г. на Саратовском нефтеперерабатывающем заводе приступили к промышленному выпуску высокооктановых автомобильных бензинов «Евро-6» с улучшенными экологическими и эксплуатационными свойствами. Топливо уже поступило на большинство АЗС Роснефти в Краснодарском крае.
Компания особое внимание уделяет развитию технологического потенциала. Так, в 3 кв. 2018 г. на Уфимской группе НПЗ стартовало промышленное производство дорожных битумов, соответствующих требованиям нового межгосударственного стандарта. Новая технология производства обеспечивает долговечность получаемых дорожных битумных вяжущих материалов.
В части развития партнерских отношений с крупными российскими компаниями на полях Восточного экономического форума в сентябре Роснефть заключила соглашение о поставках ракетного топлива нафтила с Роскосмосом и долгосрочный договор с Русской Рыбопромышленной Компанией на отгрузку судового топлива.
Кроме того, в сентябре между Роснефтью и компанией SOCAR Trading S.A. был подписан контракт на поставку нефти сорта REBCO на турецкий НПЗ на условиях FOB Новороссийск в объеме до 1 млн т по формульной цене, период поставки декабрь 2018 г. - ноябрь 2019 г.
В рамках диверсификации поставок нефти Компания продолжила наращивать отгрузки сырья в восточном направлении. Так, за 9 мес. 2018 г. поставки увеличились год к году на 22,4% до 43,1 млн т. Рост показателя в 3 кв. 2018 г. составил 12,9% квартал к кварталу до 15,7 млн т.
В части развития бизнеса смазочных материалов специалистами Корпоративного научного-проектного комплекса Роснефти был разработан и запатентован состав и технология производства первого российского многофункционального пакета присадок к гидравлическим маслам для промышленного оборудования. Данные масла адаптированы к работе в самых тяжелых условиях, состоят из отечественного сырья и по стоимости в 1,5 раза дешевле импортных аналогов.
Кроме того, специалистами Компании были разработаны моторные масла для Арктики и Крайнего Севера, которые обеспечивают надежную работу при температуре окружающей среды минус 60 С. Технология не имеет аналогов в России и будет использоваться на Ангарской НХК.
В 3 кв. 2018 г. реализация нефтепродуктов через розничный канал выросла на 20% по сравнению с показателем 3 кв. 2017 г.
Выручка от продаж сопутствующих товаров в 3 кв. 2018 выросла на 6% по сравнению с показателем 3 кв. 2017 г., в основном за счет внедрения новой ассортиментной политики на всех АЗС и АЗК Компании, а также развития фуд-предложения. Валовый доход от деятельности кафе за 3 кв. 2018 г. вырос на 17% к уровню 3 кв. 2017 г.
После завершения тиража новой программы лояльности в 57 субъектах Российской Федерации продолжено наращивание базы участников двух программ лояльности – «Семейная Команда» и «BP CLUB» за счет таргетированных акций. По состоянию на конец 3 кв. 2018 г. привлечено 9,7 млн участников. Реализован запуск топлива Pulsar 100 на АЗС Роснефти в Московском регионе, а также Евро-6 на базе топлива АИ-95 на АЗС Роснефть-Кубаньнефтепродукт.
На постоянной основе ведется работа по контролю качества реализуемого топлива на нефтебазах и АЗС Компании посредством стационарных и мобильных лабораторий. С использованием собственных мобильных лабораторий на АЗС и АЗК проведено более 5,7 тыс. проверок в 46 субъектах РФ. С начала года проверки качества топлива на нефтебазах и АЗС проводятся во всех регионах присутствия розничной сети Компании. Подобный контроль позволяет исключить риски реализации потребителям топлива с отклонениями по качеству. Также на АЗС и АЗК Компании на периодической основе осуществляется контроль дозы отпуска топлива в адрес конечного потребителя.
В части развития многотопливного предложения завершены работы и введены в режиме опытно-промышленной эксплуатации 10 станций в Ульяновске, Воронеже, Саратове и Ставропольском крае, реализующие компримированный природный газ в качестве моторного топлива. Ежедневно на действующих станциях осуществляется заправка более 1 тыс. автомобилей. В ближайшее время будет осуществлен запуск еще 1 станции в Саратове.
Международная деятельность
Компания и Китайская Национальная Нефтегазовая Корпорация (CNPC) в рамках IV Восточного экономического форума в г. Владивосток подписали Соглашение о сотрудничестве в области разведки и добычи в Российской Федерации. По условиям соглашения CNPC получает возможность приобрести миноритарные доли в крупных нефтегазовых проектах Роснефти, в частности в Восточной и Западной Сибири. Кроме того, стороны договорились рассмотреть предложение CNPC об оказании на рыночных принципах сервисных услуг для данных месторождений в области геологоразведки, разработки и добычи углеводородов.
Роснефть и Equinor в рамках IV Восточного экономического форума подписали соглашение о сотрудничестве в области промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и окружающей среды, а также безопасности организации перевозок, в том числе при реализации совместных нефтегазовых проектов. Обеспечение промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды – приоритетная задача для Роснефти во всех сферах ее деятельности. Документ предусматривает развитие взаимодействия в данной области, в том числе, обмен опытом и лучшими практиками. Стороны также согласовали формат взаимодействия, позволяющий обеспечить повышение уровня управления вопросами промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды.
Также в рамках IV Восточного Экономического Форума между Роснефтью и Beijing Gas Group Company Limited было подписано соглашение о создании в России совместного предприятия по строительству и эксплуатации более 160 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций, а также возможность использования СПГ в качестве газомоторного топлива.
Rosneft Deutschland GmbH, дочернее общество Роснефти, подписало контракты с немецкими компаниями о реализации нефтехимической продукции собственного производства, начиная с 2019 г. В частности, с компанией HELM AG было подписано соглашение о реализации пропилена, производимого Rosneft Deutschland на НПЗ PCK, Bayernoil и MiRO в Германии. С Brenntag International Chemicals GmbH подписан контракт о купле-продаже ароматических углеводородов и серы производства собственного производства.
-----
Раньше:
2018, September, 14, 12:20:00
РОСНЕФТЬ - ПАО «НК «Роснефть» и Китайская Национальная Нефтегазовая Корпорация (CNPC) в рамках IV Восточного экономического форума в г. Владивосток подписали Соглашение о сотрудничестве в области разведки и добычи в Российской Федерации.
|
2018, September, 14, 12:15:00
РОСНЕФТЬ - По условиям Соглашения стороны планируют построить в России более 160 АГНКС, обсуждается также возможность использования СПГ в качестве газомоторного топлива.
|
2018, September, 7, 12:21:00
РОСНЕФТЬ - в соответствии с принятым решением Совета директоров об одобрении программы приобретения акций ПАО «НК «Роснефть» на открытом рынке (далее – «Программа») Компания назначила банк UBS в качестве независимого агента, который в рамках Программы будет осуществлять операции на открытом рынке от лица ПАО «НК «Роснефть».
|
2018, August, 8, 11:45:00
РОСНЕФТЬ - Чистая прибыль, относящаяся к акционерам Компании, во II кв. 2018 г. увеличилась в 2,8 раза к I кв. 2018 г., до 228 млрд руб. (3,6 млрд долл. США), за счет роста операционной прибыли, влияния курсовых разниц, а также признанного единовременного дохода от приобретения доли в СП по разработке месторождений с иностранным партнером и справедливой оценки ранее имевшейся доли в СП.
|
2018, August, 8, 11:40:00
РОСНЕФТЬ - Совет директоров ПАО «НК «Роснефть» в соответствии с объявленными Компанией 25 апреля 2018 г. стратегическими инициативами одобрил параметры и начало реализации программы приобретения на открытом рынке акций ПАО «НК «Роснефть», в том числе в форме глобальных депозитарных расписок, удостоверяющих права на такие акции, в максимальном объеме до 2 млрд долл. США
|
2018, May, 16, 11:30:00
РОСНЕФТЬ - ФИНАНСОВЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ЗА I КВ. 2018 Г. - РОСТ ВЫРУЧКИ ЗА 1 КВ. 2018 Г. НА 22%, ДО 1,72 ТРЛН РУБ. - УВЕЛИЧЕНИЕ EBITDA ЗА 1 КВ. 2018 Г. НА 15,6% ДО 385 МЛРД РУБ. - РОСТ ЧИСТОЙ ПРИБЫЛИ БОЛЕЕ ЧЕМ В 7 РАЗ ДО 81 МЛРД РУБ. - ЗНАЧИТЕЛЬНОЕ УЛУЧШЕНИЕ СВОБОДНОГО ДЕНЕЖНОГО ПОТОКА ДО 142 МЛРД РУБ. - СОКРАЩЕНИЕ УРОВНЯ КРАТКОСРОЧНЫХ ФИНАНСОВЫХ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ НА 49%
|
2018, May, 7, 08:20:00
РОСНЕФТЬ - Компания не имеет отношения к изменению холдинговой структуры консорциума Glencore-QIA, но, в то же время, «Роснефть» поддерживает решение своих акционеров о переходе на прямое владение акциями, динамика стоимости которых (с 15%-м ростом в долларовом выражении) показала эффективность вложений QIA и Glencore в рамках недавней приватизационной сделки.
|
ROSNEFT'S PRODUCTION 5.83 MBD
ROSNEFT - OPERATING RESULTS FOR Q3 AND 9M 2018
- EFFICIENT PRODUCTION RECOVERY RESULTING FROM OPEC+ LIMITATIONS EASING
- Q3 2018 AVERAGE DAILY HYDROCARBON PRODUCTION REACHED 5.83 MMBOE, DEMONSTRATING A 2.1% GROWTH VS. Q2 2018 LEVEL
- AVERAGE DAILY LIQUIDS PRODUCTION UP BY 2.6% QoQ
- GAS PRODUCTION UP BY 1.0% VS. Q2 2018 LEVEL
- REFINING THROUGHPUT IN RUSSIA REACHED 76.6 MMT, DEMONSTRATING A 1.8% GROWTH YoY
Key operational indicators in Q3 and 9M 2018:
|
Q3 ‘18 |
Q2 ‘18 |
Q3 ‘17 |
Q-o-Q |
Y-o-Y |
9 M ‘18 |
9 M ‘17 |
Y-o-Y |
Hydrocarbon production (kboepd) |
5,826 |
5,706 |
5,674 |
2.1% |
2.7% |
5,747 |
5,720 |
0.5% |
Liquids production (mmt) |
58.68 |
56.54 |
56.74 |
3.8% |
3.4% |
170.68 |
168.94 |
1.0% |
Gas production (bcm) |
16.62 |
16.46 |
16.66 |
1.0% |
(0.2)% |
49.95 |
50.86 |
(1.8)% |
APG utilization rate |
83.6% |
84.2% |
88.3% |
(0.6) p.p. |
(4.7) p.p. |
84.5% |
89.1% |
(4.6) p.p. |
Development drilling (km)* |
3,258 |
3,143 |
3,342 |
3.7% |
(2.5)% |
9,225 |
8,825 |
4.5% |
2D seismic (km)* |
325 |
1,197 |
27,611 |
(72.8)% |
(98.8)% |
5,087 |
38,306 |
(86.7)% |
3D seismic (sq.km)* |
1,699 |
1,837 |
6,576 |
(7.5)% |
(74.2)% |
8,285 |
12,225 |
(32.2)% |
Oil Refining (mmt) |
29.82 |
28.12 |
28.31 |
6.0% |
5.3% |
85.51 |
84.33 |
1.4% |
At Russian refineries |
26.77 |
25.08 |
25.03 |
6.7% |
7.0% |
76.55 |
75.19 |
1.8% |
Outside Russia |
3.05 |
3.04 |
3.28 |
0.3% |
-7.0% |
8.96 |
9.14 |
(2.0)% |
Product output in Russia (mmt) |
25.82 |
24.22 |
24.08 |
6.6% |
7.2% |
73.93 |
72.54 |
1.9% |
Gasoline |
4.01 |
3.56 |
3.89 |
12.6% |
3.1% |
11.25 |
11.42 |
(1.5)% |
Naphtha |
1.64 |
1.51 |
1.49 |
8.6% |
10.1% |
4.72 |
4.58 |
3.1% |
Diesel fuel** |
8.81 |
8.22 |
8.19 |
7.2% |
7.6% |
25.21 |
24.71 |
2.0% |
Fuel oil |
6.17 |
5.87 |
5.29 |
5.1% |
16.6% |
17.69 |
17.28 |
2.4% |
Kerosene |
1.07 |
0.88 |
0.90 |
21.6% |
18.9% |
2.76 |
2.48 |
11.3% |
Petrochemicals |
0.31 |
0.41 |
0.34 |
(24.4)% |
(8.8)% |
1.15 |
1.14 |
0.9% |
Other |
3.81 |
3.77 |
3.98 |
1.1% |
(4.3)% |
11.15 |
10.93 |
2.0% |
Product output outside Russia (mmt) |
3.10 |
3.11 |
3.24 |
(0.3)% |
(4.3)% |
9.09 |
9.10 |
(0.1)% |
*According to management data
**Including marine fuel
Upstream
Hydrocarbon production amounted to 72.4 mmtoe (5.83 mmboed) in Q3 2018 and 211.8 mmtoe (5.75 mmboed) in 9M 2018, exceeding the level of Q2 2018 and 9M 2017 by 3.3% and 0.5% respectively.
As a result of OPEC+ limitations easing the Company's average daily liquids production amounted to 4.73 mmbl in Q3 2018, demonstrating growth of 2.6% QoQ and 3.4% YoY, on the back of efficient production recovery at a number of brownfields (mainly, RN-Nyaganneftegaz, Varyoganneftegaz, RN-Purneftegaz, Orenburgneft) through optimal well stock selection and its management. The Company continues ramping up production taking into account the proposals made at OPEC+ countries' Ministers Monitoring Committee held in Algeria at the end of September 2018. As a result, oil and gas condensate production reached 4.78[1] mmbpd in October, exceeding the level of May 2018 by >200 kbpd and the level of October 2016[2] (prior to the OPEC+ Agreement) by >100 kbpd.
The growth in average daily production of oil and gas condensate in Russia in September 2018 vs. October 2016 production level amounted to 138 kbpd, of which >62% is Rosneft's share. In addition, the Company's average daily production in Russia increased by 4.7% in September 2018 YoY.
Due to the key contribution from Rosneft, average daily production of oil and gas condensate in Russia reached its historic maximum in October 2018, swiftly exceeding the production level prior to the OPEC+ deal commencement (October 2016).
As a result, the Company promptly realized the earlier stated technological potential to ramp up liquids output in the amount of ~200 kbpd, which confirms appropriate strategic selection of assets for production cut. In accordance with the approved Strategy, the Company plans to continue liquids production growth to reach 5.09 mmbpd (250 mmt) by 2022.
Average daily liquids production in 9M 2018 increased by 48 kbpd or 1.0% YoY as a result of the record performance at RN-Yuganskneftegaz, the Company's largest asset, and active development of new projects.
Development drilling increased in Q3 2018 by 4% QoQ and in 9M 2018 by 5% YoY, exceeding the level of 9 mln meters while sustaining the in-house drilling share at 60%. In 9M 2018 the number of new wells commissioning increased by 13% YoY up to 2.6 th. wells with horizontal wells share up to 46% and the number of new horizontal wells with multistage fracturing up by 69%.
In early August, the Company set the new industry record in daily drilling – 56,708 meters, exceeding the previous achievement by almost 7%. The increase in drilling was possible due to planning and drilling management system improvement and the efficient implementation of new technologies.
In September RN-Yuganskneftegaz, the Company's largest asset, set the new industry record in daily oil production - 195.3 th. t (1.45 mmbbl). This is the highest figure of RN-Yuganskneftegaz in recent Russian history that was achieved due to large-scale application of innovative technologies and the introduction of proprietary scientific developments in drilling. In 9M 2018 the asset's liquids output growth reached 6.5% YoY.
The Company continues developing and preparing for commissioning of the new assets in accordance with the approved plan. Total liquids output in 9M 2018 at the Suzun, East-Messoyakha, Yurubcheno-Tokhomskoye and Kondinskoye fields amounted to 58 mmbbl.
The implementation of the second development stage started at the Suzun field, which includes construction of the gas program facilities (gas treatment facility with compressor station, gathering gas pipeline Suzun-Vankor, gas well pads). Expected production plateau of ~4.5 mmt is planned to be achieved in 2019.
Successful development of East-Messoyakha field is in progress. The development involves multilateral and high-tech wells with the Fishbone technology, polymer flooding pilot operations to improve efficiency of hard-to-recover reserves development. The production plateau of 3 mmt (in the Company's share) is planned to be reached in 2021.
Implementation of a series of infrastructure setup activities at the Yurubcheno-Tokhomskoye field and technological start-up of the second stage facilities, which includes oil production increase up to 5 mmt in 2019, is in progress. Construction of the second oil treatment facility (OTF-2) where oil will be treated to meet the commercial standards is in progress. The production plateau of ~5 mmt is expected to be reached next year.
The Erginsky cluster is being developed in line with the plan. Efficiency of the drilling operations and the use of modern technologically advanced solutions made it possible to reach one million tons of cumulative oil production in less than one year since the start of commercial development of the Kondinskoye field. High performance was achieved on the back of efficient management of the development drilling program and consistent implementation of the exploration surveys results to revise the reservoirs geology. The plan is to reach the production plateau of >2.5 mmt in 2019.
Technologies, such as geo-steering while drilling – real-time well trajectory management – are used at the Erginsky cluster fields. This facilitates improvement in drilling efficiency through the productive formations. Additionally, well-logging operations involving nuclear-magnetic, acoustic and other methods are being carried out. Modern methods of hydrodynamic and geomechanical simulation aimed to optimize horizontal wells completion and reservoir multi-stage fracturing planning are being applied.
The Company is working on gradual launch of the second stage of Srednebotuobinskoye, Tagulskoye, Russkoye and Kuyumbinskoye fields.
Second stage facilities were launched at the Srednebotuobinskoye field (oil pipeline, central processing facility, crude oil delivery and acceptance point), which facilitate oil treatment and delivery up to 5 mmtpa. The infrastructure and field facilities construction is ongoing. Horizontal and multilateral wells drilling program is being implemented. In 9M 2018, field oil production exceeded 2 mmt. Expected production plateau ~5 mmt is planned to be reached in 2021.
Development drilling continues at the Tagulskoye field (39 wells were drilled in 9M 2018), the field facilities construction operations are in progress (oil treatment facility, well pads, oil pipelines and other). A series of works using mobile oil treatment facilities are carried out in order to minimize geological risks and ensure planned production levels. Expected production plateau >4.5 mmt is planned to be achieved after 2022.
At the Russkoye field with high-viscosity oil reserves the Russkoye CPF - Zapolyarnoe CODAP pressure pipeline construction is in final stage. The construction and installation works and preparations for the process technological start-up of the main field facilities are ongoing. As of end-Q3 2018, >170 wells with >9 ktpd oil production potential were drilled at the field. Expected production plateau of >6.5 mmt is planned to be achieved after 2022.
Construction and installation works and pre-commissioning of oil gathering and treatment facilities (CPF and oil gathering line from the right bank of the Podkamennaya Tunguska River) of the first start-up complex at the Kuyumba field are ongoing. Development drilling is increasing at the field. As part of implementation of the priority works involving pre-commissioning and integrated testing of the equipment Central Processing Facilities were filled with oil in October 2018. The plan is to reach the production plateau of >1.5 mmt (in the Company's share) after 2021.
Q3 2018 gas production totaled 16.62 bcm demonstrating a 1.0% growth QoQ, mainly due to the increased Egyptian offshore Zohr project capacities, and the increased production of associated petroleum gas (APG) due to the OPEC+ oil production limitations easing. APG utilization level in Q3 2018 amounted to 83.6%.
Active phase of the key infrastructure facilities construction is in progress at Rospan project. Corrosion protective treatment of pipelines and racks at the East-Urengoy license area gas and condensate treatment unit are in progress. Technological equipment assembling at the second stage methanol regeneration unit is in final stage. Installation of the utility systems continues at the East-Urengoy license area gas-turbine power plant. Launch of the project is scheduled for 2019 with a further increase of gas production up to >19 bcm and liquids output up to > 5 mmtpa.
The Company started the project for the gas development option at the Kharampur field, which is the second promising gas project after Rospan. The Company drilled 34 out of 63 wells, and laid 28 km linear pipeline out of 156 km at the gas pipeline. In the short-term, works involving Cenomanian gas field surface facilities construction are planned to be performed. The project is expected to be launched in 2020 and subsequently reaching production plateau at 11 bcmpa.
The implementation of the Egyptian offshore Zohr, where gas production started in December 2017, is progressing ahead of schedule. The field production capacity was increased by >25% up to >56.6 mmcmpd (100% of the project, ~10.2 mmcmpd in the Company share). This was made possible through the implementation of the 5th technological unit of gas processing facility (GPF) and the commissioning of the 2nd transport gas pipeline from the field to the GPF and new production wells. Such performance was achieved just in 9 months after the field launch. Gas production in 9M 2018 totaled ~7.1 bcm of gas (100% of the project, 1.3 bcm in the Company's share). Considering the attained progress in new facilities commissioning, the planned production volume of >76 mmcmpd of gas can be achieved as early as in 2019.
In 9M 2018 4.8 th. km of onshore 2D seismic surveys and 8.2 th. sq. km of onshore 3D seismic surveys were acquired. The Company carried out the large-scale seismic operations in the strategic regions of presence – the Khatanga cluster and continued implementation of the projects in Yakutia. Currently, the processing and interpretation of the obtained data are in progress, following which exploration and appraisal drilling will be performed.
In accordance with the approved Strategy, the Company aimed at drilling quality and exploration and appraisal drilling success rate improvement. In 9M 2018, the testing of 77 exploration and appraisal wells was completed with an 84% success rate. 58 new deposits and 14 new fields were discovered with АВ1С1+B2С2 reserves amounting to 117 mmtoe.
Refining, Commerce and Logistics
Q3 2018 oil refining throughput at the Company's refineries in the Russian Federation rose by 6.7% QoQ up to ~26.8 mmt. 9M 2018 refining throughput reached 76.6 mmt (+1.8% YoY on the back of improving market environment). The total refining throughput, including the foreign operations, reached ~30 mmt in Q3 a 6% QoQ growth and ~85.5 mmt in 9M with a 1.4% growth YoY.
In 9M 2018, light products yield at the Company's refineries in Russia decreased slightly by 0.2 p.p. YoY to 58.2%. Refining depth remained at 9M 2017 level and amounted to 75.2%.
In August 2018, the Company commissioned the second for the year water treatment facility - the post-treatment unit with the membrane bioreactor at the wastewater treatment facilities of the Novokuibyshevsk Refinery. This unit ensures a high level of treatment and return of water to the production cycle, thus minimizing water resources consumption. The commissioning of innovative wastewater post-treatment technology is an important step forward in the practical implementation of Rosneft's Environmental Policy and will have a positive impact on the surrounding water basin.
In September 2018, following the Company's Ufa group of refineries, the Saratov oil refinery started commercial production of high-octane gasoline "Euro-6" class with the improved environmental and performance properties. The fuel is already delivered to the most of Rosneft's filling stations in the Krasnodar Krai.
The Company focused on the development of its technological potential. For instance, in Q3 2018, the Ufa group of refineries started the production of road bitumen compliant with the new intergovernmental standards. The new production technology ensures the endurance of the produced road asphaltic binders.
With regard to the development of partnerships with major Russian companies, Rosneft signed an Agreement for the delivery of naphthyl rocket fuel with Roscosmos and a long-term contract for the shipment of marine fuel with the Russian Fishery Company at the IV Eastern Economic Forum in September.
Additionally, Rosneft and SOCAR Trading S.A. signed the contract for the delivery of REBCO crude oil during December 2018 – November 2019 to the Turkish refinery based on FOB in port Novorossiysk in the quantity of up to 1 mmt using formula-based pricing.
As part of the oil supplies diversification, the Company continued to increase the oil shipments to the Eastern direction. In 9M 2018 the deliveries increased by 22.4% YoY up to 43.1 mmt. The growth in Q3 2018 was at 12.9% QoQ up to 15.7 mmt.
With regard to the development of lubricants segment, the Rosneft Corporate scientific and engineering complex specialists developed and patented the composition and production technology of the first Russian multifunction package of additives to hydraulic oils for industrial equipment. Such oils are adapted for harsh conditions, they are made from the domestic raw materials and are 1.5 times cheaper than the imported counterparts.
Additionally, the Company specialists developed motor oils for the Arctic and the Far North, which ensure reliable operation under minus 600 С. The technology has no comparable counterparts and will be used at the Angarsk Petrochemical Company.
In Q3 2018 oil products sales through the retail channel increased by 20% YoY.
Revenues from non-fuel sales in Q3 2018 increased by 6% YoY mainly on the back of the introduction of a new product range policy at all Company's filling stations and on the food offer development. Gross income from the cafe business in Q3 2018 increased by 17% YoY.
After the new loyalty program roll-out completion in 57 regions of the Russian Federation, the work continued towards increasing the number of participants of "Family team" and "BP Club" loyalty programs via targeted campaigns. As of end-3Q 2018, 9.7 mln participants were involved. Pulsar 100 fuel sales started at Rosneft's filling stations in Moscow region and Euro 6 based on AI-95 fuel sales started at Rosneft-Kubannefteprodukt filling stations.
The fuel quality control is being conducted constantly at tank farms and filling stations using stationary and mobile laboratories. More than 5.7 th. inspections were delivered at filling stations in 46 regions of the Russian Federation with the use of own mobile laboratories. Since the beginning of the year, fuel quality tests at tank farms and filling stations have been carried out in all regions of the Company's presence. Such control allows for elimination of the risks of selling fuel with quality deviations to consumers. Also, the dosage of fuel delivered to the end user at the filling stations of the Company is being controlled on a periodic basis.
In pursuance of the multi-fuel supply development, the works have been completed and 10 stations in Ulyanovsk, Voronezh, Saratov and Stavropol Krai have been put into pilot operations, where compressed natural gas (CNG) is sold as a motor fuel. Above 1 th. vehicles are fueled daily at filling stations. Another one filling station will shortly be launched in Saratov.
International operations
Rosneft and China National Petroleum Corporation (CNPC) signed the Agreement on Cooperation in Exploration and Production in the Russian Federation at the IV Eastern Economic Forum in Vladivostok. Under the agreement, CNPC will have an opportunity to acquire the minority interests in Rosneft's major oil and gas projects, in particular, in Eastern and Western Siberia. In addition, the parties agreed to review the CNPC proposal for provision on market principles of services for these fields in the area of exploration, development and production of hydrocarbons.
Rosneft and Equinor, at the IV Eastern Economic Forum, signed the Agreement for cooperation in the area of process and fire safety, occupational safety and health and environmental protection as well as transportation safety, including safety during implementation of the joint oil and gas projects. Process safety, occupational safety and environmental protection are Rosneft's top priorities in all areas of operations. The document provides for the facilitation of interaction in this area, including exchange of experience and best practices. The parties also agreed on the format of the interaction, which will facilitate improvement of health, safety and environment management level.
Also, Rosneft and Beijing Gas Group Company Limited, at the IV Eastern Economic Forum, signed the Agreement on the establishment of a joint venture for the construction and operation of >160 CNG filling stations and the potential of using LNG as a gas engine fuel.
Rosneft Deutschland GmbH, a subsidiary of Rosneft, signed the contracts with the German companies on sales of own petrochemical products starting from 2019. In particular, the agreement on sales of propylene produced by Rosneft Deutschland at PCK, Bayernoil and MiRO refineries in Germany was signed with HELM AG. The purchase and sales contract of own aromatic hydrocarbons and sulfur was signed with Brenntag International Chemicals GmbH.
-----
Earlier:
2018, October, 24, 11:10:00
REUTERS - Russia’s Rosneft (ROSN.MM) and U.S. ExxonMobil (XOM.N) plan to build a liquefied natural gas (LNG) plant in a consortium with Indian and Japanese partners, spreading the estimated $15 billion cost, two sources familiar with the talks said.
|
2018, October, 10, 07:40:00
REUTERS - The Mozambican government said on Monday it had signed oil exploration agreements with U.S. energy firm Exxon Mobil and Russia’s Rosneft.
|
2018, September, 14, 12:20:00
ROSNEFT - Rosneft and the Chinese National Oil and Gas Corporation (CNPC) signed the Agreement on Cooperation in Exploration and Production in the Russian Federation in the framework of the IV Eastern Economic Forum.
|
2018, September, 14, 12:15:00
ROSNEFT - Under the Agreement the parties plan to build over 160 CNG stations in Russia and the possibility of using LNG as natural gas motor fuel is being discussed.
|
2018, September, 7, 12:21:00
ROSNEFT - following the approval of the Rosneft open market share buyback program (the «Program») by the Board of Directors, Rosneft appointed UBS as an independent agent to conduct the open market share buyback on behalf of the Company.
|
2018, August, 8, 11:45:00
ROSNEFT - 2Q 2018 net income attributable to Rosneft shareholders jumped by 2.8 times QoQ and reached RUB 228 bln (USD 3.6 bln) on the back of operating income growth, FX impact and one-off gain from recognizing net income from the share acquisition in upstream JV with a foreign partner and recognition of fair value of previously held interest in JV.
|
2018, August, 8, 11:40:00
ROSNEFT - In line with strategic initiatives announced by Rosneft on April 25, 2018, the Board of Directors of Rosneft Oil Company approved the terms and launch of the open market share buyback program, which would also cover the holders of depositary receipts, in the amount of up to US$2bn (the "Program").
|