ДОБЫЧА РОСНЕФТИ 5.78 МБД
РОСНЕФТЬ - 05 Ноябрь 2019 - ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ЗА 3 КВ. И 9 МЕС. 2019 Г.
- ЗА 9 МЕС. СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ СОСТАВИЛА 5,78 МЛН Б.Н.Э., УВЕЛИЧИВШИСЬ НА 0,6% ГОД К ГОДУ
- СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ДОБЫЧА ЖУВ ПО ИТОГАМ 9 МЕС. ДОСТИГЛА 4,67 МЛН БАРР., УВЕЛИЧИВШИСЬ ГОД К ГОДУ НА 0,9%
- ДОБЫЧА ГАЗА ЗА 9 МЕС. СОСТАВИЛА 49,73 МЛРД КУБ. М
- АБСОЛЮТНЫЙ РЕКОРД РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ ПО СУТОЧНОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ – 198 008 Т
- ОБЪЕМ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ В 3 КВ. ВЫРОС НА 20,5% КВАРТАЛ К КВАРТАЛУ - ДО 30,1 МЛН Т
- ГЛУБИНА ПЕРЕРАБОТКИ ПО ИТОГАМ 3 КВ. УВЕЛИЧИЛАСЬ ДО 75,4%, ВЫХОД СВЕТЛЫХ СОСТАВИЛ 57,2%
- ПОСТАВКИ МОТОРНЫХ ТОПЛИВ НА ВНУТРЕННИЙ РЫНОК СОСТАВИЛИ 22,4 МЛН Т ЗА 9 МЕС., УВЕЛИЧИВШИСЬ НА 7,7% ГОД К ГОДУ
Добыча углеводородов
Добыча углеводородов за 9 мес. 2019 г. составила 5,78 млн б.н.э. в сутки (213,1 млн т.н.э. за период), превысив уровень аналогичного периода прошлого года на 0,6%. За 3 кв. текущего года среднесуточная добыча углеводородов составила 5,74 млн б.н.э. (71,3 млн т.н.э. за период), продемонстрировав рост показателя квартал к кварталу на 0,5%.
За 9 мес. 2019 г. добыча жидких углеводородов составила 4,67 млн барр. в сутки (172,2 млн т за период), превысив среднесуточный объем производства 9 мес. 2018 г. на 0,9%. Рост добычи обусловлен продолжением активной разработки новых крупных проектов (Юрубчено-Тохомское, Среднеботуобинское, Кондинское, Русское, Восточно-Мессояхское месторождения), а также наращиванием объемов производства на зрелых активах («Самаранефтегаз», «РН-Няганьнефтегаз», «Варьеганнефтегаз»). В отчетном квартале среднесуточная добыча жидких углеводородов составила 4,66 млн барр. (57,9 млн т за период), увеличившись на 0,9% квартал к кварталу и снизившись на 1,4% год к году. Рост показателя квартал к кварталу в основном связан со снятием «Транснефтью» ограничений на прием нефти в систему магистральных трубопроводов. Снижение показателя год к году вызвано влиянием эффекта восстановления добычи в результате смягчения ограничений по Соглашению ОПЕК+ в 3 кв. 2018 г.
Добыча газа за 9 мес. 2019 г. составила 49,73 млрд куб. м, из них 16,30 млрд куб м - за 3 кв. 2019 г., что соответствует уровням 9 мес. 2018 г. и 2 кв. 2019 г. (с несущественным отклонением).
Абсолютный исторический рекорд «РН-Юганскнефтегаз»
После снятия односторонних ограничений по приему нефти в систему магистральных трубопроводов крупнейший нефтегазовый актив Компании «РН-Юганскнефтегаз» максимально оперативно реализовал накопленный производственный потенциал и летом текущего года установил абсолютный исторический рекорд суточной добычи нефти – 198 008 т (или 1 466 тыс. барр.). Это самый высокий показатель за всю историю производственной деятельности предприятия с 1964 г., который более чем на 500 тонн превышает предыдущий рекорд, установленный в октябре 2018 г. (197 478 т или 1 462 тыс. барр.). «РН-Юганскнефтегаз» внедряет передовые технологии для вовлечения в активную разработку запасов углеводородов из низкопроницаемых коллекторов, а также увеличения коэффициента извлечения нефти на зрелых месторождениях.
Эксплуатационное бурение и ввод новых скважин
Проходка в эксплуатационном бурении в 3 кв. 2019 г. составила 2,6 млн м, достигнув по итогам 9 мес. 2019 г. уровня 7,8 млн м. Доля собственного бурового сервиса в общем объеме проходки традиционно поддерживается на уровне не менее 50%. Компания фокусируется на строительстве высокотехнологичных скважин, которые обеспечивают более эффективную разработку залежей и повышение нефтеотдачи пласта по сравнению с бурением наклонно-направленных скважин.
По итогам 9 мес. 2019 г. количество вновь введенных в эксплуатацию скважин превысило 2,2 тыс. ед. Количество новых горизонтальных скважин увеличилось на 4% по сравнению с уровнем 9 мес. 2018 г., а их доля в общем числе выросла на 10 п.п. год к году до 56% от общего количества новых введенных скважин. При этом удельная добыча на горизонтальную скважину возросла на 18% по сравнению с уровнем 9 мес. 2018 г. и превысила 7 тыс. тонн, что более чем в 2 раза выше данного показателя для наклонно-направленных скважин. За 9 мес. 2019 г. количество новых введенных в эксплуатацию горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта достигло 748 с ростом их доли до 34% от общего числа введенных за период скважин.
Внедрение современных технологий в добыче углеводородов
В рамках развития технологического потенциала Компания продолжает внедрение и тиражирование современных технологий, позволяющих увеличить охват продуктивных пластов разработкой, повысить дебиты нефти, оптимизировать объемы строительства скважин и объектов инфраструктуры. На месторождениях Ванкорского кластера уже введено более 100 многозабойных скважин. Суммарная длина горизонтального участка самой протяженной из них превысила 5 тыс. м. Максимальный стартовый дебит в 2019 г. зафиксирован на скважине Сузунского месторождения и составил 690 т/сут. Всего за 2019 г. на месторождениях кластера планируется пробурить более 50 многозабойных скважин. Также, за 9 мес. 2019 г. на Соровском месторождении «РН-Юганскнефтегаз» введено 5 многозабойных скважин, пробуренных по технологии «Fishbone», с запускными дебитами до 600 т/сут.
В «РН-Пурнефтегаз» внедрена современная технология, которая повышает продуктивность скважин и продлевает их эксплуатационный период. Разработка основана на применении направленных газодинамических воздействий на призабойную зону пласта. По результатам опытно-промышленных испытаний объем дополнительной добычи нефти на четырех наклонно-направленных скважинах составил 1,5 тыс. т с момента запуска первой скважины в начале февраля 2019 г.
Новые добычные проекты
Компания является лидером российской нефтяной отрасли по запуску новых добычных проектов. С 2016 г. были запущены такие крупные проекты как Сузунское, Восточно-Мессояхское, Юрубчено-Тохомское, Кондинское, Тагульское, Русское, Куюмбинское месторождения, 2-я очередь Среднеботуобинского месторождения, Западно-Эргинское месторождение. Суммарная добыча нефти указанных новых активов в доле Компании за 9 мес. 2019 г. составила 14,4 млн т.н.э. (390 тыс. б.н.э. в сутки), из которых 5,2 млн т.н.э. (421 тыс. б.н.э. в сутки) за 3 кв. Их доля в общей добыче жидких углеводородов за 3 кв. 2019 г. превысила 7%.
Продолжается реализация проекта по разработке Эргинского кластера, в рамках освоения которого уже запущены Кондинское и Западно-Эргинское месторождения. В 3 кв. 2019 г. «Роснефть» приступила к эксплуатационному бурению на третьем месторождении Эргинского кластера - Чапровском. До конца года планируется пробурить 14 эксплуатационных скважин. Всего в 2019 г. на проектах Эргинского кластера будет задействовано 18 буровых установок. Применение высокотехнологичного оборудования, успешно зарекомендовавшего себя при проведении опытно-промышленных испытаний на Кондинском месторождении, позволит сократить сроки строительства скважин и увеличить объемы добычи нефти.
Во исполнение задачи Президента РФ по загрузке Северного морского пути Компания создает основу для реализации масштабного проекта по добыче углеводородов, который позволит воплотить в жизнь комплексную программу освоения новой нефтегазовой провинции на севере Красноярского края (проект «Восток Ойл», включающий участки Пайяхской группы и полуострова Таймыр, активы ООО «Ермак Нефтегаз», Западно-Иркинский лицензионный участок и другие активы региона). Вместе с партнерами «Роснефть» планирует создать в этом регионе уникальный нефтегазовый кластер мирового значения. В октябре 2019 г. была получена лицензия на право пользования Западно-Иркинским участком недр с запасами С2 в объеме 12 млн т нефти и ресурсами 813 млн т.н.э.
Продолжается освоение месторождения «Зохр» на шельфе Египта. В августе 2019 г., с опережением графика на 5 мес., добыча газа на месторождении достигла проектной мощности - 76 млн куб. м в сутки (100% проекта) благодаря запуску второго трубопровода, соединяющего морскую инфраструктуру месторождения с береговым комплексом по подготовке газа. За полтора года с момента запуска проекта (декабрь 2017 г.) было введено в эксплуатацию 13 добывающих скважин, 8 технологических линий завода по подготовке газа, 4 морских трубопровода и морская платформа управления. По итогам 9 мес. 2019 г. добыча газа на месторождении составила 17,5 млрд куб. м (3,1 млрд куб. м в доле Компании).
Геологоразведочные работы
За 9 мес. 2019 г. на суше РФ выполнено сейсмических работ 2Д в объеме 1,9 тыс. пог. км, 3Д - в объеме 7,4 тыс. кв. км, завершены испытанием 89 поисково-разведочных скважин с успешностью 90%. В результате геологоразведочных работ открыто 70 новых залежей и 19 новых месторождений с запасами углеводородов по категории АВ1С1+B2С2 в объеме ок. 282 млн т.н.э. Учитывая ранее проведенную масштабную работу по сейсморазведке в стратегически важных регионах присутствия, Компания продолжает обработку и интерпретацию ранее полученного значительного объема сейсморазведочных данных, по результатам которых будет проводиться поисково-оценочное бурение.
По итогам 9 мес. 2019 г. на шельфе выполнены сейсморазведочные работы 2Д в объеме 0,3 тыс. пог. км в акватории Каспийского и Японского морей, а также сейсморазведочные работы 3Д в объеме 2,3 тыс. кв. км в акватории Карского и Охотского морей. На о. Сахалин для актуализации геологических моделей шельфовых участков проведена геологическая экспедиция.
Переработка нефти
Объём переработки нефти Компанией за 9 мес. 2019 г. составил 81,9 млн т. При этом в 3 кв. показатель вырос на 20,5% квартал к кварталу, составив 30,1 млн т. За 9 мес. т.г. на российских НПЗ Компании было переработано 74,6 млн т нефти, из которых 27,2 млн т в 3 кв. Снижение объема переработки на заводах в РФ за 9 мес. 2019 г. составило 2,6% по сравнению с уровнем 9 мес. 2018 г., что обусловлено проведением плановых ремонтов, а также оптимизацией загрузки установок в условиях текущего спроса на нефтепродукты. Объем переработки нефти на заводах в Германии за 9 мес. 2019 г. составил 7,2 млн т, из которых 2,77 млн т за 3 кв. На объем переработки на заводах в Германии за 9 мес. 2019 г., в основном, оказали влияние снижение загрузки НПЗ PCK Raffinerie GmbH в мае-июне т.г. вследствие ограничения приема нефти в систему магистральных трубопроводов «Транснефти», а также ремонтные работы на НПЗ PCK Raffinerie GmbH и НПЗ Bayernoil Raffineriegesellschaft GmbH.
По итогам отчетного квартала глубина переработки увеличилась до 75,4%, выход светлых нефтепродуктов составил 57,2%. Это обусловлено завершением плановых ремонтов, а также оптимизацией загрузки установок в условиях текущего спроса на нефтепродукты.
Расширение ассортимента топлив
Компания продолжает расширять ассортимент выпускаемых топлив. Нефтеперерабатывающий комплекс АНК «Башнефть» начал промышленное производство высокооктанового бензина АИ-100 по собственной технологии. Запуск нового продукта стал возможен благодаря реализации программы модернизации уфимского нефтеперерабатывающего комплекса в рамках стратегии «Роснефть-2022». Комсомольский НПЗ начал выпуск малосернистого судового топлива RMLS, соответствующего требованиям IMO 2020.
Развитие собственного производства катализаторов
«Роснефть» уделяет особое внимание развитию собственного производства катализаторов для нефтепереработки. Это является ключевым направлением обеспечения технологической устойчивости перерабатывающего сегмента Компании и снижения зависимости от импортных технологий. Компания «РН-Кат», специализирующаяся на производстве катализаторов, провело на базе уфимской группы НПЗ Компании промышленные испытания первой партии катализаторов для процессов гидроочистки, которые позволяют производить дизельное топливо в соответствии со стандартом Евро 5. Это первый катализатор гидроочистки для российской нефтеперерабатывающей отрасли, способный полностью заменить иностранные аналоги. Испытания показали, что катализатор собственной разработки позволяет получать дизельное топливо, которое соответствует всем современным техническим требованиям. Катализатор не уступает лучшим мировым аналогам, а по некоторым параметрам даже превосходит их.
Поставки нефти и нефтепродуктов
За 9 мес. 2019 г. поставки нефти в страны дальнего зарубежья составили 102,8 млн т, в том числе 35,2 млн т за 3 кв. Компания продолжает диверсифицировать зарубежные каналы поставок нефти. В отчетном квартале поставки сырья в восточном направлении составили 19,3 млн т.
По итогам 9 мес. 2019 г. Компания реализовала 82,5 млн т нефтепродуктов, из которых 38,2% - на внутреннем рынке (включая реализацию бункерного топлива покупателям). За указанный период поставки моторных топлив на внутренний рынок были увеличены на 7,7% год к году и составили 22,4 млн т, из которых 8,4 млн т в 3 кв.
«Роснефть» активно участвует в торгах СПбМТСБ. В 3 кв. 2019 г. Компания перевыполнила нормативы по реализации моторного топлива на бирже более чем в 2 раза.
Розничный бизнес
За 9 мес. 2019 г. реализация нефтепродуктов через розничный канал выросла на 10% год к году, в 3 кв. 2019 г. - на 6% к уровню 3 кв. 2018 г. Выручка от реализации сопутствующих товаров на АЗС и АЗК выросла за 9 мес. 2019 г. на 3% год к году за счет продолжения развития ассортимента кафе, магазинов и фуд-предложения.
Увеличивается база участников двух программ лояльности – «Семейная Команда» и «BP CLUB». По состоянию на конец отчетного квартала количество привлеченных участников программ составило 13,2 млн чел. Для физических лиц - участников программ лояльности запущен в эксплуатацию функционал «Виртуальная карта Лояльности» без необходимости эмиссии пластиковой карты.
В рамках цифровизации розничного бизнеса Компании разработано мобильное приложение по оплате топлива для сегмента B2C совместно с «Тинькофф Банком», ведется тестирование на МАЗК BP Московского региона, сервис планируется к запуску в пилотную эксплуатацию до конца 2019 г.
В июле 2019 г. Компания завершила сделку по приобретению 100% долей в обществах группы «Петербургская топливная компания». По результатам сделки Компания расширила присутствие в ключевых регионах страны, увеличив свою розничную сеть АЗС на 141 станцию, до 3 081 АЗС по состоянию на конец сентября 2019 г.
Деятельность за рубежом
Дочернее общество Компании в Германии, Rosneft Deutschland, которое является одним из крупнейших оптовых поставщиков нефтепродуктов в ФРГ, продолжает наращивать клиентскую базу. В частности, подписан ряд новых контрактов с компаниями-авиаперевозчиками в Германии на заправку воздушных судов в аэропортах Берлина и Мюнхена.
Ключевые производственные показатели за 3 кв. и 9 мес. 2019 г.:
|
3 кв. ‘19 |
2 кв. ‘19 |
изм. кв./кв. |
3 кв. ‘18 |
изм. г./г. |
9 мес. ‘19 |
9 мес. ‘18 |
изм. г./г. |
Добыча углеводородов (тыс. б.н.э./сут.) |
5 740 |
5 710 |
0,5% |
5 826 |
(1,5)% |
5 783 |
5 747 |
0,6% |
Добыча ЖУВ (млн т) |
57,88 |
56,71 |
2,1% |
58,68 |
(1,4)% |
172,21 |
170,68 |
0,9% |
Добыча газа (млрд куб. м.) |
16,30 |
16,31 |
(0,1)% |
16,62 |
(1,9)% |
49,73 |
49,95 |
(0,4)% |
Уровень полезного использования ПНГ |
74,8% |
76,7% |
(1,9) п.п. |
83,6% |
(8,8) п.п. |
77,9% |
84,5% |
(6,6) п.п. |
Эксплуатационное бурение (тыс. м.)* |
2 627 |
2 689 |
(2,3)% |
3 258 |
(19,4)% |
7 811 |
9 225 |
(15,3)% |
2Д сейсмика (пог. км)* |
362 |
718 |
(49,6)% |
325 |
11,4% |
2 145 |
5 087 |
(57,8)% |
3Д сейсмика (кв. км)* |
3 978 |
1 708 |
>100% |
1 699 |
>100% |
9 737 |
8 285 |
17,5% |
Переработка нефти (млн т) |
30,07 |
24,96 |
20,5% |
29,82 |
0,8% |
81,90 |
85,51 |
(4,2)% |
На заводах РФ |
27,22 |
22,87 |
19,0% |
26,77 |
1,7% |
74,59 |
76,55 |
(2,6)% |
Вне РФ |
2,85 |
2,09 |
36,4% |
3,05 |
(6,6)% |
7,31 |
8,96 |
(18,4)% |
Глубина переработки |
75,4% |
74,8% |
0,6 п.п. |
75,4% |
- |
74,9% |
75,2% |
(0,3) п.п. |
Выпуск нефтепродуктов в РФ (млн т) |
26,31 |
22,09 |
19,1% |
25,82 |
1,9% |
72,06 |
73,93 |
(2,5)% |
Бензин |
4,03 |
3,66 |
10,1% |
4,01 |
0,5% |
11,52 |
11,25 |
2,4% |
Нафта |
1,57 |
1,18 |
33,1% |
1,64 |
(4,3)% |
4,04 |
4,72 |
(14,4)% |
Дизельное топливо** |
8,82 |
7,46 |
18,2% |
8,81 |
0,1% |
24,40 |
25,21 |
(3,2)% |
Мазут |
6,28 |
5,37 |
16,9% |
6,17 |
1,8% |
17,47 |
17,69 |
(1,2)% |
Керосин |
1,01 |
0,83 |
21,7% |
1,07 |
(5,6)% |
2,63 |
2,76 |
(4,7)% |
Нефтехимическая продукция |
0,30 |
0,39 |
(23,1)% |
0,31 |
(3,2)% |
1,12 |
1,15 |
(2,6)% |
Прочие |
4,30 |
3,20 |
34,4% |
3,81 |
12,9% |
10,88 |
11,15 |
(2,4)% |
Выпуск нефтепродуктов вне РФ (млн т) |
2,99 |
2,20 |
35,9% |
3,10 |
(3,5)% |
7,69 |
9,09 |
(15,4)% |
Выход светлых нефтепродуктов |
57,2% |
58,4% |
(1,2) п.п. |
58,4% |
(1,2) п.п. |
57,9% |
58,2% |
(0,3) п.п. |
Объем реализации |
Нефть (млн т) |
39,1 |
38,8 |
0,7% |
32,3 |
21,1% |
113,4 |
94,8 |
19,6% |
Страны дальнего зарубежья |
35,2 |
35,7 |
(1,4)% |
28,8 |
22,2% |
102,8 |
84,1 |
22,2% |
СНГ |
2,4 |
1,9 |
25,5% |
2,1 |
14,3% |
6,5 |
6,5 |
- |
Внутренний рынок |
1,5 |
1,2 |
24,7% |
1,4 |
7,1% |
4,1 |
4,2 |
(2,3)% |
Нефтепродукты (млн т) |
30,7 |
24,2 |
26,9% |
29,8 |
3,0% |
82,5 |
85,5 |
(3,5)% |
Страны дальнего зарубежья |
17,4 |
12,8 |
35,9% |
16,9 |
3,0% |
46,1 |
50,6 |
(8,9)% |
СНГ |
0,9 |
1,0 |
(10,0)% |
1,1 |
(18,2)% |
2,9 |
3,0 |
(3,3)% |
Внутренний рынок |
11,6 |
9,5 |
22,1% |
10,9 |
6,4% |
31,1 |
29,6 |
5,1% |
Бункерное топливо |
0,8 |
0,9 |
(1,7)% |
0,9 |
(11,1)% |
2,4 |
2,3 |
4,3% |
Продукция нефтехимии (млн т) |
0,5 |
0,7 |
(18,3)% |
0,6 |
(16,7)% |
1,9 |
2,1 |
(9,5)% |
Зарубежные страны |
0,2 |
0,2 |
- |
0,2 |
- |
0,7 |
0,8 |
(12,5)% |
Внутренний рынок |
0,3 |
0,5 |
(13,4)% |
0,4 |
(9,3)% |
1,2 |
1,3 |
(7,7)% |
Газ (млрд куб. м) |
15,05 |
15,55 |
(3,2)% |
14,61 |
3,0% |
47,67 |
45,56 |
4,6% |
* По управленческим данным
** С учетом судового топлива
-----
ROSNEFT'S PRODUCTION 5.78 MBD
ROSNEFT - 05 November 2019 - OPERATING RESULTS FOR Q3 AND 9M 2019
- 9M 2019 AVERAGE DAILY HYDROCARBON PRODUCTION AMOUNTED TO 5.78 MMBOED, INCREASING BY 0.6% YOY
- AVERAGE DAILY LIQUIDS PRODUCTION REACHED 4.67 MMBPD OVER 9M 2019, GROWING BY 0.9%
- GAS PRODUCTION AMOUNTED TO 49.73 BCM OVER 9M 2019
- RN-YUGANSKNEFTEGAZ DAILY CRUDE OIL PRODUCTION AT ALL-TIME HIGH – 198,008 T
- 3Q 2019 OIL REFINING THROUGHPUT INCREASED BY 20.5% QOQ - TO 30.1 MMT
- AS OF Q3 2019 REFINING DEPTH INCREASED TO 75.4%, LIGHT PRODUCTS YIELD WAS AT 57.2%
- MOTOR FUEL SUPPLIES TO DOMESTIC MARKET AMOUNTED TO 22.4 MMT OVER 9M 2019, UP BY 7.7% YOY
Hydrocarbon production
Hydrocarbon production in 9M 2019 amounted to 5.78 mmboed (213.1 mmtoe over the period), exceeding 9M 2018 level by 0.6%. In Q3 2019 average daily hydrocarbon production amounted to 5.74 mmboed (71.3 mmtoe over the period), demonstrating growth of 0.5% QoQ.
9M 2019 liquids production amounted to 4.67 mmbpd (172.2 mmt over the period), exceeding average daily production volume of 9M 2018 by 0.9%. Production growth was driven by active development of new large projects (Yurubcheno-Tokhomskoye, Srednebotuobinskoye, Kondinskoye, Russkoye, East-Messoyakha fields) along with production volume ramp-up at brownfields (Samaraneftegaz, RN-Nyaganneftegaz, Varyaganneftegaz). In the reporting quarter the average daily liquids production amounted to 4.66 mmbpd (57.9 mmt over the period), increasing by 0.9% QoQ and decreasing by 1.4% YoY. The increase QoQ is mainly attributable to the removal of constraints on the intake of oil into the Transneft trunk pipeline system. The reduction YoY is caused by the effect of OPEC+ Agreement restrictions easing in Q3 2018.
9M 2019 gas production amounted to 49.73 bcm including 16.30 bcm in Q3 2019, which corresponds to 9M 2018 and Q2 2019 levels (with immaterial deviation).
All-time record at RN-Yuganskneftegaz
After removal of the unilateral restrictions on the intake of crude oil into the trunk pipeline system the Company’s largest asset, RN-Yuganskneftegaz, promptly realized the accumulated production potential and set an all-time record of daily crude production of 198,008 t (or 1,466 kbpd) in Summer 2019. This is the highest ever production level reached during the asset’s operating history since 1964, which exceeds the previous record set in October 2018 (197,478 t or 1,462 kbpd) by more than 500 t. RN-Yuganskneftegaz implements cutting-edge technologies to engage low permeability reservoirs into active development along with increasing the oil recovery rate on brownfields.
Development drilling and new wells commissioning
In Q3 2019 development drilling footage amounted to 2.6 mln m, reaching 7.8 mln m in 9M 2019. The share of in-house drilling footage is traditionally maintained at above 50%. The Company focuses on construction of hi-tech wells, which ensure more efficient reservoir development and enhanced oil recovery compared to directional wells drilling.
As of 9M 2019 the number of new wells commissioned amounted to 2.2 th. units. New horizontal wells commissioning increased by 4% compared to 9M 2018 level, while their share in the total number of newly commissioned wells grew by 10 p.p. YoY to 56%. At the same time production per horizontal well increased by 18% YoY and exceeded 7 th. t per well, which is over 2 times higher than the directional wells level. The number of newly commissioned horizontal wells with multistage hydrofracturing reached 748 in the reporting period, which represents 34% of the total number of new wells commissioned in 9M 2019.
Upstream modern technologies implementation
As part of developing its technological potential the Company proceeds with implementation and rollout of modern technologies, which facilitate expansion in the productive formations coverage, increase the oil flow rate, well and infrastructure construction volumes optimization. More than 100 multilateral wells were commissioned at Vankor cluster fields. The total length of the horizontal wellbore of the longest one exceeds 5 th. m. In 2019 the peak initial oil flow rate was registered at Suzun field and amounted to 690 tpd. It is planned to drill over 50 multilateral wells in total at the cluster in 2019. Moreover, 5 Fishbone technology multilateral wells with initial oil flow rate of 600 tpd were commissioned at Sorovskoye field at RN-Yuganskneftegaz.
RN-Purneftegaz has implemented a modern technology that improves wells productivity and extends their production period. The technology is based on the application of targeted gas-dynamic influence on the bottom-hole formation zone. According to the results of pilot tests, the volume of additional oil production at four directional wells amounted to 1.5 th. t since the first well launch in early February 2019.
New upstream projects
The Company is the leader of Russian oil industry in launching greenfields. Since 2016 large greenfields Suzunskoye, Vostochno-Messoyakhskoye, Yurubcheno-Tokhomskoye, Kondinskoye, Tagulskoye, Russkoye, Kuyumbinskoye fields, 2nd stage of Srednebotuobinskoye field, Zapadno-Erguinskoye field have been launched. In 9M 2019 the Company’s share in total hydrocarbon production at the abovementioned new assets amounted to 14.4 mmtoe (390 kboepd), 5.2 mmtoe (421 kboepd) of which was produced in Q3 2019. Their share in Rosneft’s Q3 2019 total liquids production exceeded 7%.
The project to develop Erguinsky cluster is in progress with Kondinskoye and Zapadno-Erguinskoye fields launched as part of the project. In Q3 2019, Rosneft started development drilling at the third field of the Erguinsky cluster – Chaprovskoye. By the end of the year, it is planned to drill 14 production wells. In total, 18 drilling rigs will be involved in projects of the Erguinsky cluster in 2019. The use of high-tech equipment, which proved itself during pilot tests at the Kondinskoye field, will provide an opportunity to reduce well construction period and increase oil production.
In the fulfillment of the task from President of the Russian Federation to load the Northern Sea Route, the Company is setting up a base for execution of a large-scale hydrocarbon production project that will allow to implement a complex development program for a new oil and gas province in the north of the Krasnoyarsk Territory (the Vostok Oil project, which includes license areas of the Payakha group of fields and Taimyr Peninsula, assets of Yermak Neftegaz LLC, Zapadno-Irkinsky license area and other assets). In cooperation with partners Rosneft plans to set up a global scale unique cluster of hydrocarbon production in the region. In October 2019, the right to use the Zapadno-Irkinsky license area with C2 reserves of 12 mln t of oil and 813 mln t of oil equivalent resources was obtained.
Egyptian offshore Zohr field development is continued. In August 2019, 5 months ahead of schedule, gas production at the field reached its design capacity of 76 mmcm per day (100% of the project) due to the launch of the second pipeline connecting the offshore infrastructure of the field with the onshore gas processing complex. Since the project was launched (December 2017), 13 production wells, 8 gas processing lines, 4 offshore pipelines and an offshore control platform were commissioned. 9M 2019 gas production amounted to 17.5 bcm (3.1 bcm in the Company’s share).
Geological exploration works
During 9M 2019 1.9 th. linear km of 2D and 7.4 th. sq. km of 3D onshore seismic works were conducted in Russia, 89 exploration and appraisal wells were tested with a 90% success rate. As a result of geological exploration 70 new deposits and 19 new fields were discovered with AB1C1+B2C2 hydrocarbon reserves amounting to c. 282 mmtoe. Taking into consideration the large scale of seismic operations carried out in the strategic regions of presence, the Company continues to process and interpret the previously obtained significant amount of seismic data, the results of which will be used for further exploration and appraisal drilling.
During 9M 2019 0.3 th. linear km of offshore 2D seismic works were conducted in the area of the Caspian Sea and the Sea of Japan along with 2.3 th. sq. km of offshore 3D seismic works in the area of the Kara Sea and the Sea of Okhotsk. A geological expedition was carried out on Sakhalin Island in order to update geological models of the offshore license areas.
Oil refining
9M 2019 oil refining throughput at the Company’s refineries amounted to 81.9 mmt. In 3Q 2019 oil refining throughput increased by 20.5% QoQ and reached 30.1 mmt. 9M 2019 oil refining throughput at the Company’s refineries in Russia was at 74.6 mmt (27.2 mmt in Q3 2019). 9M 2019 throughput reduction at the Company’s refineries in Russia amounted to 2.6% YoY and was caused by equipment maintenance works and units optimization in the context of the current petroleum products demand. Oil refining throughput at the Company’s refineries in Germany in the period of 9M 2019 amounted to 7.2 mmt (2.77 in Q3 2019). The refining throughput level in Germany was affected by reduction in the PCK Raffinerie refinery utilization rate in May-June due to the temporary restrictions on the oil intake into the trunk pipeline system by Transneft along with repairs at PCK Raffinerie GmbH and Bayernoil Raffineriegesellschaft GmbH refineries.
Refining depth in Q3 2019 increased to 75.4%, light products yield amounted to 57.2%. The results are caused by completion of scheduled equipment maintenance works and units optimization in the context of the current petroleum products demand.
Motor fuels assortment expansion
The Company continues to expand the assortment of motor fuels. The Bashneft refining complex has begun the full-scale production of high-octane AI-100 gasoline using its own technology. The new product launch became possible due to the realization of the Ufa refining complex modernization program as part of the Rosneft-2022 strategy. Komsomolsk refinery started production of low sulphur marine fuel RMLS that complies with IMO 2020 requirements.
In-house catalysts production
Rosneft devotes significant attention to in-house production of refining catalysts. This is a key aspect of securing the technological sustainability of the Company’s refining segment and reduction of exposure to foreign technologies. RN-Kat, a company specializing in catalyst production, conducted commercial testing of the first batch of catalysts for hydrotreating processes at the Ufa group of refineries. This allows for production of diesel fuel in accordance with Euro 5 standards. This is the first hydrotreatment catalyst for the Russian oil refining industry, which is capable of fully substituting foreign alternatives. The tests have shown that the in-house designed catalyst allows for diesel fuel production that complies with all modern technical requirements. The catalyst is on par with the best global alternatives and surpasses them in certain characteristics.
Crude oil and petroleum products supplies
In 9M 2019 the international crude oil supplies to non-CIS countries amounted to 102.8 mmt including 35.2 mmt in Q3 2019. The Company continues diversification of foreign crude supply channels. In the reporting quarter crude supplies in the Eastern direction amounted 19.3 mmt.
Over 9M 2019 the Company sold 82.5 mmt of petroleum products, of which 38.2% were sold on the domestic market (including sales of bunker fuel to end-users). Over the same period motor fuels supplies to the domestic market increased by 7.7% YoY and amounted to 22.4 mmt (8.4 mmt in Q3 2019).
Rosneft actively trades on the St. Petersburg International Mercantile Exchange. In 3Q 2019 the Company exceeded the quotas for exchange-traded motor fuel sales volumes by more than 2 times.
Retail business
In 9M 2019 petroleum products sales via retail channels increased by 10% YoY and by 6% in Q3 2019 vs. Q3 2018 level. 9M 2019 revenue from non-fuel sales on filling stations increased by 3% YoY, mainly due to continued improvement of product mix policy and food offer.
The number of participants in "Family Team" and "BP CLUB" loyalty programs has continued to increase. As of the reporting quarter-end 13.2 mln active participants were involved. A virtual loyalty card, which doesn’t require a plastic card, was launched for individual participants in the loyalty programs.
As part of the Company’s retail business digitalization, a mobile application for purchasing fuel in B2C segment was developed in association with Tinkoff Bank. The service is currently being tested at BP’s multi-purpose filling station in the Moscow region, it is planned to launch the service in a pilot testing mode by the end of 2019.
In July 2019 the Company completed acquisition of 100% shares in companies of “Petersburg Fuel Company” group. As a result of the deal, the Company expanded its presence in the key regions, having increased its network of filling stations by 141 units, to 3,081 as of the end of September 2019.
International operations
Rosneft Deutschland, a Rosneft subsidiary, being among the largest wholesale suppliers of petroleum products in Germany continues to develop the customer base. Particularly, a number of contracts were signed with airline companies in Germany to fuel air carriers in airports of Munich and Berlin.
Key operating results for Q3 and 9M 2019:
|
Q3 ‘19 |
Q2 ‘19 |
QoQ |
Q3 ‘18 |
YoY |
9M ‘19 |
9M ‘18 |
YoY |
Hydrocarbon production (kboepd) |
5,740 |
5,710 |
0.5% |
5,826 |
(1.5)% |
5,783 |
5,747 |
0.6% |
Liquids production (mmt) |
57.88 |
56.71 |
2.1% |
58.68 |
(1.4)% |
172.21 |
170.68 |
0.9% |
Gas production (bcm) |
16.30 |
16.31 |
(0.1)% |
16.62 |
(1.9)% |
49.73 |
49.95 |
(0.4)% |
APG utilization rate |
74.8% |
76.7% |
(1.9) p.p. |
83.6% |
(8.8) p.p. |
77.9% |
84.5% |
(6.6) p.p. |
Development drilling (km)* |
2,627 |
2,689 |
(2.3)% |
3,258 |
(19.4)% |
7,811 |
9,225 |
(15.3)% |
2D seismic (linear km)* |
362 |
718 |
(49.6)% |
325 |
11.4% |
2,145 |
5,087 |
(57.8)% |
3D seismic (sq. km)* |
3,978 |
1,708 |
>100% |
1,699 |
>100% |
9,737 |
8,285 |
17.5% |
Oil refining (mmt) |
30.07 |
24.96 |
20.5% |
29.82 |
0.8% |
81.90 |
85.51 |
(4.2)% |
At Russian refineries |
27.22 |
22.87 |
19.0% |
26.77 |
1.7% |
74.59 |
76.55 |
(2.6)% |
Outside Russia |
2.85 |
2.09 |
36.4% |
3.05 |
(6.6)% |
7.31 |
8.96 |
(18.4)% |
Refining depth |
75.4% |
74.8% |
0.6 p.p. |
75.4% |
- |
74.9% |
75.2% |
(0.3) p.p. |
Product output in Russia (mmt) |
26.31 |
22.09 |
19.1% |
25.82 |
1.9% |
72.06 |
73.93 |
(2.5)% |
Gasoline |
4.03 |
3.66 |
10.1% |
4.01 |
0.5% |
11.52 |
11.25 |
2.4% |
Naphta |
1.57 |
1.18 |
33.1% |
1.64 |
(4.3)% |
4.04 |
4.72 |
(14.4)% |
Diesel fuel** |
8.82 |
7.46 |
18.2% |
8.81 |
0.1% |
24.40 |
25.21 |
(3.2)% |
Fuel oil |
6.28 |
5.37 |
16.9% |
6.17 |
1.8% |
17.47 |
17.69 |
(1.2)% |
Kerosene |
1.01 |
0.83 |
21.7% |
1.07 |
(5.6)% |
2.63 |
2.76 |
(4.7)% |
Petrochemicals |
0.30 |
0.39 |
(23.1)% |
0.31 |
(3.2)% |
1.12 |
1.15 |
(2.6)% |
Other |
4.30 |
3.20 |
34.4% |
3.81 |
12.9% |
10.88 |
11.15 |
(2.4)% |
Product output outside Russia (mmt) |
2.99 |
2.20 |
35.9% |
3.10 |
(3.5)% |
7.69 |
9.09 |
(15.4)% |
Light products yield |
57.2% |
58.4% |
(1.2) p.p. |
58.4% |
(1.2) p.p. |
57.9% |
58.2% |
(0.3) p.p. |
Sales volumes |
Crude oil (mmt) |
39.1 |
38.8 |
0.7% |
32.3 |
21.1% |
113.4 |
94.8 |
19.6% |
International sales to non-CIS |
35.2 |
35.7 |
(1.4)% |
28.8 |
22.2% |
102.8 |
84.1 |
22.2% |
International sales to CIS |
2.4 |
1.9 |
25.5% |
2.1 |
14.3% |
6.5 |
6.5 |
- |
Domestic market |
1.5 |
1.2 |
24.7% |
1.4 |
7.1% |
4.1 |
4.2 |
(2.3)% |
Petroleum products (mmt) |
30.7 |
24.2 |
26.9% |
29.8 |
3.0% |
82.5 |
85.5 |
(3.5)% |
International sales to non-CIS |
17.4 |
12.8 |
35.9% |
16.9 |
3.0% |
46.1 |
50.6 |
(8.9)% |
International sales to CIS |
0.9 |
1.0 |
(10.0)% |
1.1 |
(18.2)% |
2.9 |
3.0 |
(3.3)% |
Domestic market |
11.6 |
9.5 |
22.1% |
10.9 |
6.4% |
31.1 |
29.6 |
5.1% |
Sales of bunker fuel to end-users |
0.8 |
0.9 |
(1.7)% |
0.9 |
(11.1)% |
2.4 |
2.3 |
4.3% |
Petrochemical products (mmt) |
0.5 |
0.7 |
(18.3)% |
0.6 |
(16.7)% |
1.9 |
2.1 |
(9.5)% |
International sales |
0.2 |
0.2 |
- |
0.2 |
- |
0.7 |
0.8 |
(12.5)% |
Domestic market |
0.3 |
0.5 |
(13.4)% |
0.4 |
(9.3)% |
1.2 |
1.3 |
(7.7)% |
Gas (bcm) |
15.05 |
15.55 |
(3.2)% |
14.61 |
3.0% |
47.67 |
45.56 |
4.6% |
* According to management data
** Including marine fuel
-----