03.04.2008 09:45
Комментарии: 0
Просмотры: 441
ТНК-BP обнародовала результаты независимого аудита запасов по состоянию на конец 2007 года. Это был пятый ежегодный аудит запасов компании со времени ее основания в августе 2003 года. Согласно данным аудита, по состоянию на 31 декабря 2007 года совокупные доказанные запасы ТНК-BP по методике SEC без учета срока действия лицензий составили 8,225 млрд барр. нефтяного эквивалента, увеличившись более чем на 1 млрд барр. Таким образом, коэффициент замещения совокупных доказанных запасов без учета срока действия лицензий составил в 2007 году 179%. Пятый год подряд ТНК-BP превышает собственный традиционно устанавливаемый плановый показатель замещения запасов – не менее 100% по указанным критериям.
По критериям PRMS (бывшие SPE), совокупные доказанные запасы составили 9,982 млрд барр. нефтяного эквивалента. В 2007 году коэффициент замещения совокупных доказанных запасов ТНК-BP по методике PRMS составил 297%.
В 2007 году объем добычи жидких углеводородов ТНК-BP остался практически на прежнем уровне. По сравнению с 2006 годом рост добычи составил 0,04%, что уравновесило естественный спад добычи на зрелых месторождениях. При этом аналогичный средний показатель прироста добычи по российской нефтегазовой отрасли (без учета шельфовых месторождений) составил 0,4%. Общий объем добычи углеводородов ТНК-BP (в единицах нефтяного эквивалента) снизился на 1,6% в результате сокращения добычи газа дочерней компанией ТНК-BP – Роспан Интернешнл. Добыча углеводородов в целом по России (в единицах нефтяного эквивалента) снизилась на 0,6%.
Высокий коэффициент замещения запасов ТНК-ВР был достигнут за счет бурения, работы с фондом скважин и улучшения управления системой заводнения. Зарезка боковых стволов в существующих скважинах и новое бурение на Самотлорском месторождении стали важными составляющими успеха при разведке новых запасов.
ТНК-BP впервые включила в подсчет доказанных запасов данные новых месторождений. Первые данные о запасах были поставлены на баланс компании с Верхнечонского месторождения в Восточной Сибири, а также двух разрабатываемых месторождений в рамках Уватского проекта в Западной Сибири.
Геологоразведочные мероприятия, проведенные компанией, обеспечили прирост свыше 400 млн барр. недоказанных запасов.
Аудит запасов ТНК-BP был проведен независимой компанией DeGolyer и MacNaughtonсогласно методикам Комиссии по ценным бумагам и биржам США (SEC) и Общества инженеров-нефтяников (SPE).
Методика SEC предусматривает классификацию эксплуатируемых запасов по более строгим стандартам. В частности, SEC установлен отдельный стандарт для доказанных запасов, согласно которому требуется доказывать возможность продолжительной и экономически эффективной добычи. ТНК-ВР публикует сведения по совокупным доказанным запасам в соответствии с методикой SEC, но рассчитывает их по срокам службы месторождений, а не по срокам действия лицензий.
Методика PRMS (Petroleum Resources Management System; бывшая SPE) обеспечивает более точное отражение совокупных запасов, доступных для эксплуатации в течение всего срока службы месторождения. Методические указания SPE основаны в большей степени на геологических характеристиках пласта, а не на ожидаемых показателях добычи. В 2007 году в процесс оценки недоказанных запасов по методике SPE были внесены некоторые изменения.
Приведенные выше запасы по методике SPE включают 88 млн барр. нефтяного эквивалента с учетом дополнительных 50% СП «Ваньеганнефть», приобретенных ТНК-ВР в 2007 году. Коэффициент замещения запасов скорректирован по результатам продажи незначительных активов в 2007 году. Не учитывая результаты приобретений и отчуждений активов в 2007 году, соответствующий органический коэффициент возмещения запасов составил 164% по методике SEC и 233% по методике PRMS.
Исторически коэффициент возмещения запасов ТНК-ВР по методике SEC составлял в 2003 году 133%, в 2004 году – 127%, в 2005 году – 137%, в 2006 году – 129%.
Данные по добыче и запасам отражают показатели ТНК-ВР без учета принадлежащей компании 50-процентной доли в Славнефти.
По критериям PRMS (бывшие SPE), совокупные доказанные запасы составили 9,982 млрд барр. нефтяного эквивалента. В 2007 году коэффициент замещения совокупных доказанных запасов ТНК-BP по методике PRMS составил 297%.
В 2007 году объем добычи жидких углеводородов ТНК-BP остался практически на прежнем уровне. По сравнению с 2006 годом рост добычи составил 0,04%, что уравновесило естественный спад добычи на зрелых месторождениях. При этом аналогичный средний показатель прироста добычи по российской нефтегазовой отрасли (без учета шельфовых месторождений) составил 0,4%. Общий объем добычи углеводородов ТНК-BP (в единицах нефтяного эквивалента) снизился на 1,6% в результате сокращения добычи газа дочерней компанией ТНК-BP – Роспан Интернешнл. Добыча углеводородов в целом по России (в единицах нефтяного эквивалента) снизилась на 0,6%.
Высокий коэффициент замещения запасов ТНК-ВР был достигнут за счет бурения, работы с фондом скважин и улучшения управления системой заводнения. Зарезка боковых стволов в существующих скважинах и новое бурение на Самотлорском месторождении стали важными составляющими успеха при разведке новых запасов.
ТНК-BP впервые включила в подсчет доказанных запасов данные новых месторождений. Первые данные о запасах были поставлены на баланс компании с Верхнечонского месторождения в Восточной Сибири, а также двух разрабатываемых месторождений в рамках Уватского проекта в Западной Сибири.
Геологоразведочные мероприятия, проведенные компанией, обеспечили прирост свыше 400 млн барр. недоказанных запасов.
Аудит запасов ТНК-BP был проведен независимой компанией DeGolyer и MacNaughtonсогласно методикам Комиссии по ценным бумагам и биржам США (SEC) и Общества инженеров-нефтяников (SPE).
Методика SEC предусматривает классификацию эксплуатируемых запасов по более строгим стандартам. В частности, SEC установлен отдельный стандарт для доказанных запасов, согласно которому требуется доказывать возможность продолжительной и экономически эффективной добычи. ТНК-ВР публикует сведения по совокупным доказанным запасам в соответствии с методикой SEC, но рассчитывает их по срокам службы месторождений, а не по срокам действия лицензий.
Методика PRMS (Petroleum Resources Management System; бывшая SPE) обеспечивает более точное отражение совокупных запасов, доступных для эксплуатации в течение всего срока службы месторождения. Методические указания SPE основаны в большей степени на геологических характеристиках пласта, а не на ожидаемых показателях добычи. В 2007 году в процесс оценки недоказанных запасов по методике SPE были внесены некоторые изменения.
Приведенные выше запасы по методике SPE включают 88 млн барр. нефтяного эквивалента с учетом дополнительных 50% СП «Ваньеганнефть», приобретенных ТНК-ВР в 2007 году. Коэффициент замещения запасов скорректирован по результатам продажи незначительных активов в 2007 году. Не учитывая результаты приобретений и отчуждений активов в 2007 году, соответствующий органический коэффициент возмещения запасов составил 164% по методике SEC и 233% по методике PRMS.
Исторически коэффициент возмещения запасов ТНК-ВР по методике SEC составлял в 2003 году 133%, в 2004 году – 127%, в 2005 году – 137%, в 2006 году – 129%.
Данные по добыче и запасам отражают показатели ТНК-ВР без учета принадлежащей компании 50-процентной доли в Славнефти.
Комментарии
