Explorare şi Producţie


În 2009, rata de înlocuire a rezervelor în România a fost menţinută cu succes la un nivel puţin peste 70%, îndeplinind astfel obiectivul stabilit pentru anul 2010 încă din 2008, respectiv 2009. În pofida constrâgerilor de ordin investiţional şi a scăderii cererii de gaze în 2009, am reuşit să compensăm parţial declinul natural al producţiei, în special datorită punerii în producţie a sondelor offshore Delta 6 şi Lebăda Vest 4 şi efectuării a aproximativ 900 de intervenţii în sondele de ţiţei şi gaze. La sfârşitul lunii decembrie 2009, rezervele dovedite din România erau de 823 mil. bep. În pofida scăderii producţiei în 2009, costurile interne de producţie exprimate în RON/bep au fost cu 2% mai mici, comparativ cu 2008, datorită managementului strict al costurilor şi integrării cu succes a Diviziei de Servicii E&P.

Descarcă tabelul

E&P - în cifre200720082009
Producţia totală a Grupului (mil. bep)72,0071,0868,29
din care Petrom S.A70,2768,9866,00
Productia totală de ţiţei şi condensat (mil. tone)4,724,774,65
din care Petrom S.A.4,544,544,39
Producţia totală de gaze (mld. mc)5,815,625,33
din care Petrom S.A.5,755,555,27
Rata înlocuire a rezervelor la nivelul Grupului (%)357073
Rata de înlocuire a rezervelor în România (%)387170
Total venituri nete (mil. lei) 17.4309.8287.859
EBITDA (mil. lei)23.651 4.4013.649
EBIT (mil. lei)22.9433.1392.366
OPEX (mil. lei)4.5826.6005.493
Cheltuieli de explorare (mil. lei)230,0450,0191,3
Investiţii (mil. lei)32.4654.5242.806


Indicatorii financiari din tabelul de mai sus se referă numai la Petrom S.A., exclusiv afiliaţii din Kazahstan. Începând cu 1 ianuarie 2008, situaţiile financiare E&P includ rezultatele Diviziei Servicii de Explorare şi Producţie (EPS).
1 Total venituri nete includ şi vânzările între segmente
2 Nu include eliminarea marjelor între segmente; pentru a putea fi comparate, valorile aferente anilor 2007 şi 2008 au fost ajustate în mod corespunzător
3 Investiţiile includ şi creşterile participaţiilor Petrom în alte companii şi investiţiile din cursul anului în sonde de explorare fără rezultat

În 2009, valoarea EBIT-ului generat de activitatea de E&P a scăzut cu 25%, comparativ cu 2008, în principal din cauza preţurilor mai mici la ţiţei. Scăderea EBIT-ului a fost parţial compensată prin reducerea semnificativă a cheltuielilor de exploatare, datorită managementului strict al costurilor. Valoarea deprecierii şi amortizării a crescut ca urmare a valorii mai mari a investiţiilor, în timp ce nivelul plăţilor aferente redevenţei s-au diminuat, datorită preţurilor mai mici la ţiţei. Scăderea considerabilă a costurilor de explorare a avut, de asemenea, un impact pozitiv asupra EBIT-ului. EBIT-ul din activitatea de E&P nu include efectul pozitiv al instrumentelor de acoperire a riscurilor, care, conform standardelor româneşti de contabilitate, este raportat în rezultatul financiar.

Aspecte operaţionale semnificative 2009
Petrom deţine în România licenţe de explorare pentru 15 perimetre onshore şi 2 offshore, cu o suprafaţă totală de 59.100 km2 (din care 13.730 km2 offshore) şi desfăşoară activităţi operaţionale pe 256 de zăcăminte comerciale de ţiţei şi gaze. În 2009, s-a obţinut un volum mixt al producţiei de 180.815 bep/zi (2008: 188.476 bep/zi).

Concesiunile de explorare, dezvoltare şi producţie ale Petrom în România
Petrom’s Exploration, Development and Production Concessions in Romania

Explorare
În 2009, Petrom a desfăşurat activităţi de explorare în cadrul celor trei licenţe de explorare obţinute în martie 2008, în cele 13 licenţe existente anterior (12 onshore şi una offshore) şi în licenţa offshore Neptun. În pofida constrângerilor de ordin investiţional, determinate de criza financiară internaţională, am executat lucrări în toate perimetrele de explorare. În 2009, Petrom a achiziţionat 1.195 km de seismică 2D şi 475 km2 de seismică 3D onshore. În martie 2009, Petrom a început elaborarea studiilor seismice pentru zona de apă adâncă din cadrul perimetrului Neptun din Marea Neagră, în timp ce procesul de achiziţionare a datelor a fost iniţiat în luna august. Prospecţiunea seismică 3D a fost finalizată în noiembrie şi a acoperit o zonă de aproximativ 3.200 km2. Aceasta reprezintă cea mai vastă zonă prospectată în România cu ajutorul seismicii 3D. Partenerul Petrom în cadrul acestei licenţe este ExxonMobil Exploration and Production Romania Ltd., un afiliat al ExxonMobil Corporation.

Rata de înlocuire a rezervelor (RIR)
La 31 decembrie 2009, rezervele dovedite de ţiţei şi gaze ale Grupului Petrom erau de 854 mil. bep (823 mil. bep în România), iar rezervele dovedite şi probabile de ţiţei şi gaze erau de 1.254 mil. bep (1.176 mil. bep în România).

Revizuirile continue ale zăcămintelor mature, realizarea programului de foraj combinat cu diversificarea mecanismelor de recuperare aplicate în anul 2009 au contribuit la menţinerea ratei de înlocuire a rezervelor de 70% în România. Rata de înlocuire a rezervelor la nivelul Grupului Petrom a atins 73% în 2009, cu 3 puncte procentuale peste nivelul atins în 2008.

Rata de înlocuire a rezervelor în România

Producţie
În 2009, Petrom a produs în România 4,39 mil. tone de ţiţei şi condensat şi 5,27 mld. mc de gaze naturale sau un echivalent de 66 mil. bep. Producţia medie zilnică în România a atins valoarea de 180.815 bep/zi (cu 4 % mai mică decât în 2008).

Producţia de ţiţei a Petrom S.A. în România a fost de 86.420 bep/zi, cu 3% mai mică decât nivelul înregistrat în 2008. Această scădere a fost cauzată în principal de numărul redus de sonde noi forate şi de întârzierile înregistrate în sondele-cheie, în principal Delta 6. Producţia iniţială a sondei offshore Delta 6 a început prin instalaţiile offshore existente la sfârşitul lunii iulie, cu un debit iniţial de 530 bep/zi. La sfârşitul anului 2009, sonda producea 2.500 bep/zi. Sonda nou forată Lebăda Vest 4, pusă în producţie la sfârşitul lunii august, producea aproximativ 1.000 bep/zi la sfârşitul anului. Ambele sonde asigură peste 10% din producţia offshore a Petrom. În 2009, nivelul producţiei de gaze a fost afectat de reducerea cererii. În plus, scăderea producţiei de gaze a apărut şi pe fondul întârzierilor înregistrate la sondele de producţie 4335 şi 4338 Mamu, care, astfel, nu au putut contribui la compensarea declinului natural al producţiei. În timpul crizei ruso-ucrainene a gazelor, din ianuarie 2009, Petrom a avut o contribuţie semnificativă în asigurarea furnizării de gaze în România, prin punerea în producţie a trei sonde cu capacitate mare: 20 Văleni, 571 Torceşti şi 19 Pârâieni.

Investiţii
Investiţiile E&P în România au scăzut până la valoarea de 2.806 mil. lei, fiind cu 38% mai mici comparativ cu 2008. Scăderea se explică în principal prin faptul că valoarea investiţiilor din 2008 includea achiziţia Petromservice. Investiţiile au fost concentrate pe optimizarea activităţii de livrare şi procesare a gazelor, în special la Hurezani, Midia şi Mădulari, săparea sondelor de dezvoltare şi producţie, precum sondele offshore Delta 6 şi Lebăda Vest 4, intervenţiile la sonde şi instalaţiile de producţie. Cu toate acestea, comparativ cu 2007, există o creştere de 14% a investiţiilor, fapt care subliniază angajamentul Petrom de a continua programul de investiţii în România. Costurile aferente activităţii de explorare a Petrom S.A. au atins valoarea de 200 mil. lei în 2009, din care suma de 156 mil. lei a fost înregistrată ca cheltuieli, iar suma de 44 mil. lei a fost capitalizată. În plus, suma de 35 mil. lei a fost înregistrată ca cheltuieli pentru sondele la care s-a început forajul în 2008, dar care au fost evaluate ca sonde fără rezultat.

Proiecte-cheie în 2009
În 2009, activităţile de proiect au fost influenţate într-o mare măsură de criza financiară mondială şi mediul nefavorabil de activitate, dar, cu toate acestea, a fost înregistrat un progres semnificativ în această activitate. Programul de modernizare a sondelor, finalizat în anul 2008 cu modernizarea a peste 5.000 de sonde în 27 de luni, a câştigat Premiul Internaţional de Excelenţă pentru proiecte de mare anvergură, acordat de Asociaţia Internaţională pentru Managementul de Proiect în iunie 2009. Premiul reprezintă o recunoaştere internaţională a proiectului, pe lângă Premiul de Excelenţă primit pentru cel mai bun proiect din România, acordat în 2008 de către acceaşi asociaţie. Pentru realizarea acestui program, peste 600 de angajaţi ai Petrom şi 3.000 de angajaţi ai contractorilor au lucrat peste 11,6 mil. ore-om.

Proiectul Hurezani are ca scop asigurarea livrărilor de gaze actuale şi viitoare în Sistemul Naţional de Transport şi soluţionarea problemelor legate de presiunile de zăcământ scăzute şi fluctuaţia sezonieră a cererii de gaze. Proiectul cuprinde o nouă staţie de compresoare la Bulbuceni, racordarea la o nouă conductă în aval, de 11 km, o nouă conductă în amonte, cu lungimea de 4 km, şi construirea unei noi staţii de măsurare a gazelor. Faza de proiectare de bază a fost finalizată, iar contractele de proiectare, achiziţie, construcţie şi punere în funcţiune au fost adjudecate pentru toate subproiectele. Lucrările de construcţie au început în august 2009 şi avansează conform planificării.

Instalaţia de procesare a gazelor C3+ (propan) de la Midia, în apropiere de Constanţa, a fost pusă în funcţiune la sfârşitul lunii septembrie 2009. Această instalaţie procesează întreaga producţie de gaze offshore a Petrom, pentru a avea calitatea necesară în vederea comercializării. Instalaţia are o eficienţă de peste 99% în recuperarea compuşilor grei din gaze (fracţia C3+).

Dezvoltarea zăcământului offshore Delta a început în 2008, prima producţie de ţiţei fiind obţinută în iulie 2009. Cunoştinţele dobândite de la sonda Delta 6 au fost aplicate cu succes la noua sondă Lebăda Vest 4, care a fost pusă în producţie la sfârşitul lunii august 2009.

Delta offshore development

Optimizarea instalaţiei de tratare a gazelor de la Mădulari pentru zăcământul de gaze Mamu a fost finalizată, dar sondele-cheie 4335 şi 4338 Mamu au întâmpinat probleme determinate de incertitudinile de ordin geologic. În prezent se efectuează analize tehnice, cu scopul elaborării unui program pentru remedierea acestei situaţii în 2010. În 2009 s-a finalizat forajul a 115 sonde de dezvoltare, explorare şi evaluare. Noile tehnologii aplicate, precum utilizarea noroiului de foraj pe bază de hidrocarburi sintetice, au făcut posibilă forarea unor sonde dificile precum Delta 6 şi Lebăda Vest 4.

Activităţile internaţionale ale E&P
În Kazahstan, Petrom deţine licenţe de explorare şi producţie pentru zăcămintele Tasbulat, Aktas, Turkmenoi, Komsomolskoe şi Kultuk.

kazahstan

Activităţile Petrom în Kazahstan se desfăşoară prin intermediul a trei companii: Tasbulat Oil Corporation LLP (100% deţinută de Petrom), Kom Munai LLP (95% deţinută de Petrom) şi Korned LLP (100% deţinută de Petrom). În 2009, producţia de ţiţei şi gaze din Kazahstan a crescut la 6.300 bep/zi (creştere cu 10% faţă de 2008). Această creştere s-a datorat demarării producţiei la zăcământul Komsomolskoe, fapt care a compensat în mod substanţial declinul natural înregistrat la zăcămintele TOC. În 2009 a fost finalizată dezvoltarea zăcământului Komsomolskoe, cuprinzând forajul şi echiparea de sonde orizontale şi verticale, construcţia de staţii de colectare, instalaţii centrale de procesare, conducte, instalaţii de stocare ţiţei, precum şi drumurile de acces şi infrastructura necesară; producţia a fost demarată în luna iunie, iar vânzările de ţiţei au început în luna august.

În data de 31 decembrie 2009, Petrom a încheiat cu succes achiziţionarea Korned LLP, companie care deţine zăcământul Kultuk, localizat la 34 km nord-vest de zăcământul Komsomolskoe. În cazul zăcămintelor TOC (Tasbulat, Turkmenoi, Aktas), cele zece sonde suplimentare care au fost forate şi care vor fi conectate la instalaţii vor contribui la creşterea producţiei în 2010.

În Rusia, Petrom îşi desfăşoară activităţile prin intermediul Ring Oil Holding & Trading Ltd., în care deţine o cotă de 74,9%. Împreună cu acţionarul minoritar, Petrom desfăşoară activităţi de explorare în opt perimetre din regiunea Saratov şi două din zona Komi.

În august 2009 am înregistrat primul succes de explorare în Rusia, prin intermediul sondei Lugovaya-1. Sonda este localizată în cadrul concesiunii Kamenski din regiunea Saratov şi a fost forată la o adâncime de 3.882 m.

Rusia

Testele au demonstrat un debit de peste 2.500 bbl/ zi de ţiţei uşor dezodorizat într-una dintre zone; două formaţiuni gazeifere au produs împreună 4.000 bep/zi de gaze dezodorizate şi condensat. În regiunea Komi au fost efectuate studii seismice suplimentare.

Servicii de Explorare şi Producţie (EPS)
Integrarea şi realizările diviziei EPS

Viziunea EPS este aceea de a furniza servicii de înaltă calitate pentru Petrom E&P. Pentru a indeplini această viziune, a fost continuat programul de transformare, axat în principal pe creşterea eficienţei, reducerea costurilor şi optimizarea portofoliului de servicii.

Integrarea cu succes a EPS în Petrom în anul 2008 a fost confirmată de mai multe realizări importante în 2009. În primul rând, şi cel mai important, integrarea cu succes a EPS a reprezentat factorul principal al reducerii considerabile a costurilor de producţie în 2009; astfel, obiectivul vizat prin achiziţia Petromservice, de a reduce costurile de producţie cu 1,5 USD/bep, este în curs de a fi atins. Începând cu ianuarie 2009, EPS a derulat un proiect de creştere a eficienţei în toate grupurile de zăcăminte şi la toate nivelurile. Au fost realizate îmbunătăţiri operaţionale importante: îmbunătăţirea planificării lucrului, aliniată pe deplin cu E&P, utilizarea mai eficientă a resurselor EPS, precum lucrările de intervenţie la sondă, echipele de mentenanţă şi logistică. În paralel cu proiectul de creştere a eficienţei, procesul de restructurare s-a desfăşurat cu succes, fără nicio întrerupere a programului de lucru. Începând cu 1 aprilie, EPS a implementat, de asemenea, o structură organizaţională optimizată, prin eliminarea unor niveluri manageriale dispensabile şi prin utilizarea sinergiilor administrative la nivel de grup de zăcăminte. Toate aceste eforturi împreună cu un management financiar strict au dus la reducerea considerabilă a costurilor (în 2009, costurile EPS fără depreciere au fost cu 21% mai mici decât în 2008), întrecând astfel premisele planului de afaceri.

Aspecte operaţionale semnificative
Implementarea cu succes a programului de transformare EPS a contribuit la realizarea obiectivelor strategice ale E&P: stabilizarea producţiei de ţiţei şi gaze şi reducerea costurilor cu serviciile. În 2009, au fost realizate următoarele îmbunătăţiri la nivel operaţional:

Perspective 2010
Pentru a face faţă crizei financiare şi volatilităţii preţului internaţional la ţiţei, divizia E&P a Petrom va continua să aplice măsuri stricte de management al costurilor. În 2010, programul de investiţii se va concentra pe optimizarea livrărilor de gaze de la Hurezani, săparea sondelor de dezvoltare şi producţie, lucrări de intervenţii la sonde, instalaţii de producţie şi infrastructură.

Eforturile noastre de a minimiza declinul natural al producţiei se vor concentra pe iniţiative de management de zăcământ, foraj de îndesire şi menţinerea programului de intervenţii la sonde aproximativ la acelaşi nivel ca în 2009. În 2010, se preconizează ca activităţile de explorare să depăşească nivelul atins în 2009. Programul de foraj vizează săparea a 11 sonde de explorare şi evaluare, cu accent pe prospecţiunile mai extinse, localizate în zonele de mare adâncime, neexplorate până în prezent. În 2010, va fi demarat cel mai ambiţios proiect de prospecţiune seismică 3D onshore în zona Moreni, reprezentând prima etapă a unui proiect 3D mai amplu, care va acoperi zăcămintele vechi, aflate în producţie de la sfârşitul secolului XIX-începutul secolului XX. Prospecţiunea are ca scop o mai bună cunoaştere a modelelor geologice din cadrul actualelor zăcăminte de producţie, dar şi explorarea orizonturilor situate la o adâncime mai mare sau a structurilor complexe din apropiere. Datele seismice 3D colectate din perimetrul offshore Neptun, explorat în parteneriat cu ExxonMobil, vor fi procesate şi evaluate în 2010, în vederea identificării prospecţiunilor cu potenţial comercial. Vom intensifica eforturile de eficientizare a activităţii de foraj prin reducerea costurilor pe metrul forat, a numărului de zile necesare pentru 1.000 de metri săpaţi şi prin utilizarea la scară largă a noroiului de foraj pe bază de hidrocarburi sintetice. În ceea ce priveşte proiectele, accentul se va pune pe proiectul de deblocare a producţiei de gaze de la Hurezani, identificarea, planificarea şi realizarea proiectelor de redezvoltare a zăcămintelor şi optimizarea structurii organizaţionale. Prin revizuirea continuă a zăcămintelor mature şi implementarea unor tehnici moderne de management al zăcămintelor, vor continua eforturile de a accelera promovarea rezervelor probabile la categoria rezervelor dovedite.

În Kazahstan, estimăm că zăcământul Komsomolskoe va atinge nivelul maxim de producţie de 10.000 bep/zi în cursul anului 2010. Evaluarea zăcământului Kultuk, achiziţionat recent, va începe cu achiziţia de seismică 3D. În ceea ce priveşte zăcămintele TOC (Tasbulat, Turkmenoi, Aktas), este planificată evaluarea performanţei celor zece sonde noi înainte de a decide cursul de urmat. Va continua optimizarea instalaţiilor de producţie, precum şi promovarea de noi rezerve în categoria 1P.

În Rusia vom desfăşura activităţi selective de explorare pentru promovarea de noi prospecte.

În cadrul Serviciilor E&P, ne vom concentra şi în 2010 pe cei doi piloni ai programului de transformare (creşterea eficienţei – reducerea costurilor şi optimizarea portofoliului de servicii). Investiţiile vor fi orientate către domenii specifice, pentru a continua modernizarea echipamentului EPS, a instalaţiilor, a instrumentelor şi a condiţiilor de muncă pentru angajaţi. Implementarea celor mai bune practici la nivelul industriei va continua, odată cu programe de instruire şi dezvoltare pentru angajaţi. Aceasta va contribui la creşterea calităţii serviciilor pe viitor, îmbunătăţind astfel disponibilitatea echipamentului de producţie E&P. De asemenea, vom continua implementarea standardelor OMV legate de HSE. Sistemele de raportare şi management implementate (managementul flotei pentru logistică şi indicatorii de greutate în combinaţie cu aplicaţia „Enterprise” pentru instalaţii de intervenţie) vor conduce la îmbunătăţirea utilizării resurselor interne. Optimizarea portofoliului de servicii va asigura concentrarea asupra activităţilor principale în scopul echilibrării oportunităţilor pieţei interne şi externe, dar şi pentru a îmbunătăţi competenţe-cheie pentru Petrom. Aceste acţiuni, alături de optimizarea organizaţională a EPS şi adaptarea la nivelul în schimbare al cererii de servicii vor sprijini E&P în atingerea obiectivelor sale privind nivelul producţiei şi al costurilor.

Descarcă tabelul

Producţia în 2009
 Ţiţei şi condensatGaze naturaleTotal
 mil. tmil. bblmil. Smcmil. bepmil. bep
România4,3931,545.268,3934,4566,00
Kazahstan0,261,9560,640,352,29
Grupul Petrom4,6533,495.329,0334,8068,29


« inchide