Выбор редакции
31 января, 03:01

Change climate policy now to avert oil market crisis, warns thinktank

Governments risk derailing global fossil fuel demand with ‘handbrake turns’ in future The oil industry is at risk of a global market shock that could halve the value of fossil fuel investments if governments delay setting policies to tackle the climate crisis, according to new analysis.A report by Carbon Tracker, a financial thinktank, warned that a “handbrake turn” in climate policy could have a “forceful, abrupt, and disorderly” impact on the global oil industry by derailing fossil fuel demand. Continue reading...

Выбор редакции
01 ноября 2019, 16:02

Oil giants must cut output by a third to meet climate target – study

Seven largest companies must make 35% cut by 2040 to limit climate crisis and meet 1.5C goal, says thinktankThe world’s largest oil and gas companies need to slash their production by more than a third by 2040 to meet global climate targets, according to a new report.The seven listed oil majors - including ExxonMobil, BP and Shell - would need to cut the total amount of oil and gas they produce every day by 35% to avoid driving temperatures 1.5C higher than pre-industrialised levels. Continue reading...

Выбор редакции
10 октября 2019, 14:00

Oil firms to pour extra 7m barrels per day into markets, data shows

Projected production surge in next 12 years to be led by Shell despite climate crisisVideo: why we need political action to rein in the fossil fuel industryTimeline: Half a century of dither and denialThe world’s 50 biggest oil companies are poised to flood markets with an additional 7m barrels per day over the next decade, despite warnings from scientists that this will push global heating towards catastrophic levels.New research commissioned by the Guardian forecasts Shell and ExxonMobil will be among the leaders with a projected production increase of more than 35% between 2018 and 2030 – a sharper rise than over the previous 12 years. Continue reading...

Выбор редакции
10 октября 2019, 14:00

Fossil fuel firms' social media fightback against climate action

Industry funds ‘grassroots’ resistance to tougher rules while touting green credentialsOil firms to pour extra 7m barrels per day into marketsRevealed: the 20 firms behind a third of all carbon emissionsOil and gas companies are spending millions of dollars on campaigns to fight climate regulations at the same time as touting their dedication to a low-carbon future, according to a joint analysis by the Guardian and InfluenceMap.Their global PR campaigns on social media promote a commitment to a green, low-carbon future, but across the US in particular, specific local campaigns are obstructing tighter regulations on fossil fuel extraction. Continue reading...

Выбор редакции
25 сентября 2019, 21:41

Earnings Roundup: Has A New Trend Emerged Within Energy?

A clear trend has emerged within the energy sector, consistent negative earnings and revenue forecasts for the S&P 500’s oil & gas exploration & production (E&P) sub-industry. The group continues

Выбор редакции
18 июня 2019, 19:55

ConocoPhillips to acquire Nuna discovery acreage

ConocoPhillips Alaska reported it will acquire 11 tracts covering 21,000 acres in the western Alaska North Slope, which includes the 2012 Nuna oil discovery, from Caelus Natural Resources Alaska. Nuna lies east of the Colville River and 5 miles southwest of Oooguruk oil field where, in January, Caelus agreed to sell a 70% interest to Eni.

Выбор редакции
19 апреля 2019, 09:03

«Conoco» продала активы в Северном море «Chrysaor» за $2,7 млрд

По сообщению американской нефтекомпании «ConocoPhillips», «Conoco» договорилась о продаже 2-х своих дочерних предприятий в Великобритании компании «Chrysaor E&P» за $2,675 млрд. Этим двум продаваемым дочерним компаниям непрямо принадлежат активы по разработке и производству углеводородов в Северном море. «Conoco» намерена лишь сохранить свой торговый бизнес в британской столице, а также 40,25%-ную долю в нефтяном терминале «Teesside». […]

Выбор редакции
31 января 2019, 21:31

ConocoPhillips reports 4Q, full-year earnings gains

ConocoPhillips reported fourth-quarter 2018 earnings of $1.9 billion compared with fourth-quarter 2017 earnings of $1.6 billion. Excluding special items, fourth-quarter 2018 adjusted earnings were $1.3 billion compared with fourth-quarter 2017 adjusted earnings of $500 million.

Выбор редакции
28 января 2019, 09:30

New technology boosts Alaska oil resources: Fuel for Thought

Rapid technology advances are allowing explorers and producers in Alaska to add hundreds of millions of barrels of new resources to portfolios at a cost competitive with finding oil in the Lower 48 states. Chief among the technologies being used are advanced 3-D seismic and new data processing techniques, to define and map oil deposits […] The post New technology boosts Alaska oil resources: Fuel for Thought appeared first on The Barrel Blog.

Выбор редакции
10 января 2019, 20:14

ConocoPhillips lets rig contract to Rowan

ConocoPhillips Skandinavia AS has let a contract to Rowan Cos. for the Rowan Norway jack up rig. The contract, subject to partner approval, is expected to begin in this year’s second quarter with an estimated duration of 7 months.

Выбор редакции
10 декабря 2018, 19:45

ConocoPhillips sets $6.1 billion capex budget for 2019

ConocoPhillips has set a capital expenditure budget for 2019 of $6.1 billion, which is flat to its expected full-year 2018 capex, excluding acquisition costs. The 2019 budget does not reflect potential dispositions that may occur in 2019.

29 ноября 2018, 18:00

As The Tide Goes Out, UTX Faces Reality - Will Other Companies Follow Suit Before It's Too Late?

Authored by Michael Lebowitz via RealInvestmentAdvice.com, On November 27, 2018, the CFO from United Technologies (UTX) stated that his company will focus on deleveraging and not stock buybacks. This announcement comes as General Electric (GE) is struggling mightily to retain investment grade status and its stock is nearing levels last seen during the depths of the financial crisis. While there is much to attribute to GE’s decline, massive stock buybacks in 2016 and 2017 are largely to blame. To wit: “The root problem at GE - and why the stock is where it is - is poor capital allocation,” said RBC Capital Markets analyst Deane Dray. Corporate debt now stands at record levels versus GDP as shown below. While the debt has been used to fund expansion and R&D it has also been used to fund record numbers of share buybacks. The pitfalls of such a strategy are now encroaching upon GE’s ability to survive. We suspect that UTX is the first of many companies to acknowledge this realization. In February of 2016 we wrote an article on Conoco Phillips (COP). The missive, which is one of six articles we have written criticizing stock buybacks, describes how COP was forced to cut a reliable dividend and capital expenditures as they were strapped for cash. The price of oil at the time was hurting cash-flows. Unfortunately COP, like GE, had previously bought back a significant number of shares which greatly reduced their liquidity status when it was needed most. While the article is nearly three years old we think it is every bit as important today as it was then. It exemplifies how precarious a company’s ability to survive financial weakness and/or an economic downturn is when capital is squandered in efforts to temporarily boost share prices. This story is likely to become a common theme for the next few years especially if, as we suspect, economic growth declines and stocks prices fall. *  *  * As the Tide Goes Out, Effects of Buybacks are Exposed  :  The ConocoPhillips Poster Child  “The words of men may temporarily suspend but they do not alter the laws of financial dynamics. The fundamentals always take precedence eventually”- 720 Global 11/30/2015 The quote above was from an article we wrote that scrutinized stock buybacks and the unforeseen impacts they may have. In that piece as well as an earlier missive, “Corporate Buybacks; Connecting Dots to the F-word”, we rebuked the short-termism stock buyback fad. Both articles made the case that corporate executives, through buybacks, promote higher short-term stock prices that serve largely only to benefit their own compensation. The costs of these actions are felt later as the future growth for the respective companies, employees and entire economy are robbed. This case study details how the “the laws of financial dynamics” have caught up with ConocoPhillips (COP) and demonstrates how shareholders are suffering while executives prosper. COP On February 4th, 2016 COP, in reaction to their fourth quarter earnings release, slashed its quarterly dividend from $0.74 to $0.25 per share, a level not seen since March 2005. COP also lowered its current year capital expenditure (capex) budget by $1.31 billion, marking the second reduction in as many months. The actions are a direct response to the plummeting price of oil and the damage it is having on COP’s bottom line. The company’s net loss for the fourth quarter 2015 was $3.50 billion or $0.90 per share. While the losses and expense cuts are not shocking given the severe decline in oil prices, the dividend cut was a jolt to many investors. COP has consistently paid a dividend, as shown below, since 1990. During that 25 year period the dividend was increased 19 times but COP had never decreased it, until now. Even during the financial crisis of 2008/09, COP raised its dividend despite the price of crude oil dropping $100 per barrel. Maybe the biggest cause for the shock is not the steadfastness of their prior dividend policy, but official corporate presentations.  On the first page of their 2016 Operating Plan (Analyst & Investor Update – December 10, 2015) they make the following statements: “Dividend is highest priority use of cash” and “DIVIDEND Remains Top Priority”. The statements are repeated in the summary on the final page. The cover of their most recent annual report has a word cloud diagram with “dividend” shown among other key corporate values. What Could Have Been The dividend and capex reductions are prudent measures undertaken by management to help manage corporate assets and bolster their financial conditions during an historic swoon in revenue. This article does not question those actions, it instead asks if such drastic measures would be necessary had management not spent enormous sums of capital on stock buybacks in the preceding years. Since 2011, COP repurchased 251.316 million shares representing roughly 20% of their shares outstanding, at an approximate cost of $14.168 billion. The majority of these purchases occurred between 2011 and 2012 when the stock traded between $48 and $58 per share.  Today the stock trades at $32 per share, matching prices last seen 12 years ago.  The graph below charts the share price of COP with an overlay of the share repurchases by quarter. Now let us contemplate what COP’s current financial situation might look like had management and the board of directors not engaged in repurchases. First of all, COP would still have the $14.168 billion spent on buybacks since 2011, which could be used to support the $0.74 per share dividend for almost 5 years.   More importantly, the company could be in the envious position of employing the capital to buy assets that are being liquidated by other companies at cents on the dollar.  Shareholders are suffering in many ways from the abuses of management in years past and will continue to do so for years to come. The Rich Get Richer… Fortunately for James Mulva, COP’s CEO during the 2011/2012 stock buyback era, his overly generous compensation is beyond COP’s ability to reclaim. Mr. Mulva retired in June of 2012 after repurchasing approximately 20% of the company’s outstanding shares. Upon retirement he received a $260 million golden parachute from the company. That was on top of $141 million in total compensation he received in 2011. The board of directors and shareholders must have been enamored with Mulva’s performance despite poor earnings trends in his final 2 years.  From 2011 to 2012 the company earnings per share fell 25% from $8.97/share to $6.72/share. Had the board factored in the effect of buybacks on earnings per share when determining Mr. Mulva’s compensation, they would have realized that earnings per share were actually 40% lower at $5.37 per share. We provide the following snippets on James Mulva to better gauge the potential motivations behind the tremendous buyback program. Summary While the financial media cheers buybacks and the SEC, the enabler of such abuse idly watches, we continue to harp on the topic. It is vital, not only for investors but the public at-large, to understand the tremendous harm already caused by buybacks and the potential for further harm down the road. Unfortunately, COP is not an isolated case. Hess Oil, for instance, just sold 25 million shares at $39 per share to improve their capital position. Sadly for Hess shareholders, many of whom likely supported buybacks, this shareholder dilution was unnecessary had Hess not bought nearly 63 million shares at a price of nearly $60 per share in the 3 years prior. Money that could have been spent spurring future growth for the benefit of investors was instead wasted only benefitting senior executives paid on the basis of fallacious earnings-per-share.   As stock prices fall, companies that performed un-economic buybacks are now finding themselves with financial losses on their hands, more debt on their balance sheets, and fewer opportunities to grow in the future. Equally disturbing, many CEO’s like James Mulva, who sanctioned buybacks, are much wealthier and unaccountable for their actions. This article may be best summed up with the closing to our first article on buybacks. Fraud – frôd/ noun: wrongful or criminal deception intended to result in financial or personal gain.

29 ноября 2018, 01:50

ConocoPhillips (COP) Gains But Lags Market: What You Should Know

In the latest trading session, ConocoPhillips (COP) closed at $66.35, marking a +1.64% move from the previous day.

Выбор редакции
02 ноября 2018, 18:32

ConocoPhillips posts third-quarter profit, production growth

ConocoPhillips reported third-quarter earnings of $1.9 billion compared with third-quarter 2017 earnings of $400 million. Excluding special items, third-quarter adjusted earnings were $1.6 billion compared with third-quarter 2017 adjusted earnings of $200 million.

Выбор редакции
31 октября 2018, 18:02

Fox to become ConocoPhillips chief operating officer

Matt Fox will become executive vice-president and COO of ConocoPhillips following the retirement of Al Hirshberg as executive vice-president, production, drilling, and projects, on Jan. 1, 2019. Fox currently serves as executive vice-president, strategy, exploration, and technology.

Выбор редакции
29 октября 2018, 14:49

Венесуэла стала платить по иску «ConocoPhillips» за национализацию активов

По сообщению новостного испаноязычного портала «Nacional», американская «ConocoPhillips» объявила в конце прошлой неделе о старте выплат Венесуэлой по иску о национализации части ее активов в Боливарианской Республикой в 2007 году. По информации компании, венесуэльская «Petróleos de Venezuela» заплатила наличными, а также сырьевыми ресурсами на сумму в $345 млн – первую часть выплат суммы, о которой стороны […]

Выбор редакции
18 октября 2018, 09:41

Правительством Соединенных Штатов одобрен проект «ConocoPhillips» на Аляске

Как сообщается в пресс-релизе Бюро управления земельными ресурсами (BLM), правительством США одобрен очередной проект американской компании «ConocoPhillips» в Национальном нефтяном заповеднике – Аляске (NPR-A). BLM вместе с армией США выдали разрешительные документы на проект «Greater Mooses Tooth #2» (GMT2) по добыче нефти и газа, которым предполагается бурение 48 скважин и строительство нефтепровода, проходящего по федеральным […]

Выбор редакции
01 октября 2018, 19:55

Timor-Leste to buy ConocoPhillips’s interest in Greater Sunrise fields

The Timor-Leste government has agreed to acquire from ConocoPhillips the company’s 30% interest in the Greater Sunrise fields on the maritime border between Australia and East Timor for $350 million.

26 марта 2014, 08:01

Как выглядит Peak Oil

 http://www.businessinsider.com/capex-spending-by-industry-2014-2 Генеральный директор ConocoPhillips Райан Лэнс считает сланцевую революцию только первым этапом роста добычи нефти и газа, вызванного появлением новых технологий. "Мы лишь слегка поцарапали поверхность Земли", - заявил г-н Лэнс и добавил, что ожидает открытия новых технических возможностей. По мнению Райана Лэнса, технические извлекаемые запасы газа в мире могут обеспечить нынешний уровень потребления в течение 235 лет. http://m-korchemkin.livejournal.com/299485.html http://www.ogfj.com/articles/2014/02/conocophillips-ceo-on-shale-boom-weve-only-scratched-the-surface.html?cmpid=EnlOGFJFebruary252014.html API.org: Инфографика об экономике добычи нефти и газа    Доклад Сечина на 32-ой ежегодной конференции по вопросам нефти и газа IHS CERAWeek    danko2050: Вести с полей. Падение добычи Exxon, Shell, BP и Total  danko2050: Как умирают слоны Всем известно, что мир держится на трех китах: угле, газе и нефти. А на каждом ките мир подпирают слоны – большие месторождения, выносящие основную тяжесть добычи и закрывающие большую часть спроса. Их совсем немного, около 1% от всей совокупности месторождений, но все вместе они дают 60% мировой добычи, а 20 самых больших месторождений – около 25%.  - - - - "слегка поцарапали поверхность Земли" и расходы уже возросли более чем в 3 раза в абсолютном выражении за 10 лет, составив 33% от капитальных затрат S&P500, хотя в 2004 г. были всего лишь 15% Шейх Ахмед Заки Ямани Каменный век кончился не потому, что кончились камни, и нефтяной век кончится не потому, что кончится нефть. - - - - Пора в разведку Искать новые запасы нефти во всем мире становится все сложнее 2013 год стал худшим за 20 лет в плане открытия новых запасов углеводородов в мире, заявил директор по геологоразведке норвежской нефтяной компании Statoil Тим Додсон, передает «Рейтер».  «Становится все сложнее искать новые запасы нефти и газа, особенно нефти. Вновь открытые месторождения становятся все меньше, они более удаленные, с более сложными условиями, и очень трудно ожидать смены этой тенденции. В будущем замещение запасов будет все более трудным делом», – говорит Додсон. Это выльется в то, что нефтяники сократят расходы на геологоразведку, особенно в новых регионах, считает директор по анализу энергетического рынка IHS Лайл Бринкер. В будущем это грозит сокращением добычи нефти. «Они урежут расходы на разведку, например, месторождений в Арктике или наиболее глубоководных месторождений, где недостаточно инфраструктуры... Активность останется высокой в таких регионах, как Мексиканский залив и Бразилия, но активность в более удаленных регионах снизится», – ожидает Бринкер. Все это приводит к тому, что нефтяники все больше интереса проявляют к газовым проектам. «Если взглянуть на соотношение нефти и газа у крупных нефтяных компаний, оно явно смещается в сторону газа просто потому, что им недоступна традиционная нефть», – считает генеральный директор шведской нефтяной компании Lundin Petroleum Эшли Хеппенсталь. Из-за сокращения геологоразведки нефтяных месторождений цены на нефть должны вырасти, считают эксперты. По их мнению, инвестиции в геологоразведку могут повыситься не раньше, чем начнут приносить деньги такие крупные проекты по сжижению газа, как Gorgon (54 млрд долларов) компании Chevron или Australia Pacific (25 млрд долларов) компании ConocoPhillips. «Инвесторы успокоятся, и тогда компании смогут повысить активность, но это произойдет примерно через пару лет», – считает Бринкер из IHS. Для России проблема с геологоразведкой также актуальна. Если в середине 2000-х крупнейшие международные нефтегазовые компании инвестировали в среднем 10% своих бюджетов в геологоразведочные работы, то доля затрат на них в бюджетах российских компаний все еще незначительна, указывают эксперты Ernst&Young в докладе о перспективах развития геологоразведки в России за горизонт 2025 года. По данным Союза нефтегазопромышленников, если в советское время российские компании бурили 7,5 млн метров поисково-разведочных скважин в год, то в 2012 году – только 700 тыс. метров. При сопоставимом уровне добычи Petrochina инвестировала в 2011 году в геологоразведку 3,6 млрд долларов, Petrobras – 2,6 млрд, а ведущие российские компании – примерно по 0,5 млрд. Такой низкий уровень вложений российских компаний объясняется, во-первых, тем, что нефтяники обеспечены запасами, которые достались им по наследству с советских времени, на 20 лет вперед. Во-вторых, тем, что до 2005 года геологоразведочные работы финансировались поровну из федерального и регионального бюджетов, однако затем все права отдали центру. Все это вылилось в недофинансирование геологоразведки как со стороны государства, так и со стороны недропользователей. Третья причина в том, что инвестиции в геологоразведку характеризуются высоким уровнем риска. Нередко компании малых и средних размеров инвестируют до 50% своих инвестиционных бюджетов в геологоразведку, а затем – в зависимости от результата – либо значительно увеличивают капитализацию, либо оказываются в предбанкротном состоянии. Проблема России не в нехватке нефти, а именно в том, что российские нефтяники не очень охотно вкладываются в геологоразведку новых месторождений, чтобы потом добывать там нефть, тогда как старые месторождения уже истощаются. То есть потенциально у России много нефти, однако доказанных запасов – в разы меньше. Так, доказанные запасы нефти России на 2012 год составляют 88,2 млрд баррелей, или 12,4 млрд тонн нефти, тогда как потенциальные запасы нефти только на одних российских шельфах оцениваются в 13 млрд тонн. При этом российский шельф разведан лишь на 10%. В плане роста запасов имеется большой потенциал и в Восточной Сибири, и на севере европейской части, и в Каспийской нефтяной провинции. Однако основной массив нефтегазовых месторождений в России (более 1/5 неразведанных общемировых запасов) сосредоточен именно на российском Крайнем севере. По экспертным оценкам, там может содержаться до 80% потенциальных углеводородов нашей страны. В сумме вся российская Арктика по ресурсам газа эквивалентна Западной Сибири, а по нефти совсем немного уступает ей. Для наглядности – мировым лидером по доказанным запасам нефти на 2012 год является далеко не Россия, а Венесуэла с показателем почти в 300 млрд баррелей нефти (почти 18% общемировых доказанных запасов), посчитали в BP. На втором месте Саудовская Аравия, которая располагает 265 млрд баррелей доказанной нефти. На третьем – Канада с 175,2 млрд баррелей. Именно данные по доказанным запасам нефти и позволяют экспертам говорить о том, что в России осталось нефти не больше чем на 20–25 лет. Потому что сейчас российские нефтяники добывают нефть в основном на месторождениях, на которых была проведена разведка еще в советское время. В России назрела реальная необходимость проведения более активной и масштабной геологоразведки, в том числе и на континентальном шельфе. Расчеты Ernst&Young показывают, что для сохранения после 2030 года объема добычи нефти на нынешнем уровне 500–520 млн тонн уже сейчас надо увеличить затраты на геологоразведку более чем в три раза. Начиная с 2025 года возможностей действующих и распределенных новых месторождений на суше уже будет недостаточно для сохранения за Россией статуса нефтяной державы. Необходимо вовлекать новые, еще не разведанные месторождения, отмечают эксперты Ernst&Young. Актуальность геологоразведки именно сейчас объясняется тем, что при обнаружении нефти до реальной ее добычи проходит минимум шесть-девять лет. А если речь идет о трудноизвлекаемой нефти, то это могут быть еще более долгие сроки. Разрабатывать новые месторождения российским компаниям в одиночку крайне рискованно, лучше разделять риски с иностранными инвесторами. Однако имеется ряд проблем законодательного, политического и налогового характера, препятствующих привлечению иностранного капитала. Первые шаги уже сделаны для развития российского шельфа. Например, Роснефть взяла в партнеры ExxonMobil для совместного освоения месторождений Карского моря, шельф которого мало исследован геологами. ExxonMobil на первых порах готов выделить 2,2 млрд долларов, но если нефть и газ будут обнаружены, то эта цифра быстро взлетит до нескольких десятков миллиардов. Российские власти также думают предоставить нефтегазовым компаниям налоговые преференции, чтобы простимулировать этим рост инвестиций в геологоразведку. В начале месяца «Известия» сообщили, что Минприроды уже отправило в правительство соответствующий законопроект. В частности, предлагается ввести налоговые вычеты из НДПИ в размере 60% от суммы средств, вкладываемых компаниями в геологоразведку. Во-вторых, предлагается ввести отсрочку или снизить разовые платежи за пользование недрами по факту открытия месторождений. В-третьих, изменить понятие «недр федерального значения». Сейчас к таким относят месторождения с 70 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Предлагается увеличить этот порог до 150 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Суть в том, что если частная компания откроет крупный участок недр, который получит статус федерального значения, то получить лицензию на него могут только государственные компании, а частные – в пролете. Введение новых правил игры должно ускорить введение новых месторождений в фазу промышленной добычи. Работа над мелкими и средними месторождениями станет более выгодней благодаря налоговым вычетам, а частные компании не будут больше опасаться открывать крупные месторождения. И если сначала российский бюджет, безусловно, понесет потери из-за налоговых льгот, то потом все равно останется в плюсе. В Минприроды посчитали, что за 20 лет действия налоговых преференций бюджет получит 1,7 трлн рублей доходов. И, конечно, главный плюс в том, что по мере истощения советских запасов нефти Россия сможет сохранить нынешний объем добычи нефти на уровне 500 млн тонн в год.  Стартап взрывает недра  Началось все с разработки петербургских ученых, выполненной под руководством профессора Санкт-Петербургского горного университета Анатолия Молчанова. В 1990-х они предложили использовать плазменно-импульсное воздействие на пласт для увеличения добычи нефти и газа. Месторождение нефти подобно слоеному пирогу, пропитанному вожделенной жидкостью. Для ее извлечения по стволу добывающей скважины делается множество перфораций. Но проблема в том, что только в фильмах нефть бьет фонтаном. В реальной жизни нефтью пропитаны плотные породы, весьма неохотно ее отдающие и быстро забивающие фильтры. Именно поэтому для чистки перфораций применяют кислоту и микровзрывы, а проницаемость пласта повышают гидроразрывами — закачивают в скважину большое количество жидкости, чтобы резкое повышения давления в призабойной зоне вызвало образование трещин в пласте. Но все эти методы имеют свои недостатки и ограничения, средний коэффициент извлечения нефти в России — 23–25%. В борьбу за повышение этого коэффициента и вступили ученые. Генератор плазмы — трубка толщиной 102 миллиметра и длиной четыре метра. Внутри нее аккумуляторы и система конденсаторов, которая накапливает энергию. На рабочем конце — разрядник с небольшой бобиной калиброванной проволоки из специального сплава. Генератор опускается в скважину, продолжая питаться и управляться по проводу с поверхности. При разряде за 55 микросекунд вся энергия поступает на проволоку, которая испаряется в металлическую плазму, формирующую пульсирующий газовый пузырь с давлением до 550 атмосфер. Первые импульсы чистят перфорацию, удаляя кольматант — породу, забивающую поры. Следующие импульсы распространяются по пласту, создавая микротрещины. Технический директор компании Петр Агеев, только что вернувшийся из Кувейта, взахлеб рассказывает о результатах испытаний. На малопродуктивной скважине удалось поднять добычу с 60 до 1400 баррелей в сутки.  По словам министра энергетики Великобритании Эда Дейви (Ed Davey), объем налоговых поступлений от разработки запасов Северного моря в 2012-2013 финансовом году упал более чем на 40% - до 4,7 миллиарда фунтов стерлингов (7,83 миллиарда долларов). http://www.oilru.com/news/399060/ В 2013 году на территории автономного округа добыто 255 миллионов тонн нефти – на 1,9 процента меньше показателей 2012 года. На долю Югры приходится 48,7 процентов общероссийской добычи «черного золота». По итогам 2012 года этот показатель составлял 50,2 процента. Наибольший объём приходится на Сургутский и Нижневартовский районы, сообщает единый официальный сайт органов власти Югры.  По состоянию на 1 января 2014 года на балансе Югры учтено 476 месторождений углеводородного сырья, в том числе 415 нефтяных, 16 газонефтяных и нефтегазовых, 19 газовых, 3 газоконденсатных, 23 нефтегазоконденсатных. Заместитель Губернатора заострил внимание и на том, что недостаточный объем геологоразведочных работ влечет отсутствие подготовленных к разработке запасов, ввод в разработку которых мог бы компенсировать текущую добычу. «На протяжении последних лет продолжает ухудшаться структура разведанных запасов, - сказал он. – В округе открываются всё более мелкие, малодебитные месторождения и залежи, открытие новых крупных нефтяных месторождений маловероятно. Компаниями не выполняются проектные решения по объемам бурения, вводу новых скважин и действующему фонду скважин. Разработка месторождений ведется зачастую по более редкой сетке скважин, чем предусмотрено проектом». Заметно снижаются объемы добычи нефти на крупнейших месторождениях, которые вносят значительный вклад в общую добычу по округу: Приобском, Самотлорском, Федоровском, Западно-Салымском, Тевлинско-Русскинском, Ватьеганском, Мамонтовском. http://www.ugrainform.ru/news/66373/

03 февраля 2013, 08:25

ConocoPhillips: результаты 2012 года

Чистая прибыль американской нефтегазовой корпорации ConocoPhillips в 2012г. уменьшилась на 32,2% - до 8,43 млрд долл. против прибыли в 12,44 млрд долл., полученной за 2011г. Прибыль в расчете на одну акцию составила 6,72 долл. в 2012г. против 8,97 долл. на акцию в 2011г. Такие данные содержатся в опубликованном сегодня отчете компании.В IV квартале 2012г. ConocoPhillips получила чистую прибыль в размере 1,4 млрд долл., что на 59% ниже квартального показателя годовой давности (3,39 млрд долл.). Скорректированная прибыль ConocoPhillips за IV квартал 2012г. составила 1,7 млрд долл., или 1,16 долл. в расчете на одну акцию. В IV квартале 2011г. этот показатель составлял 2,1 млрд долл. (2,56 долл. на акцию).Американская ConocoPhillips является третьей по величине нефтегазовой компанией в США (после ExxonMobil и Chevron Corp.). Компания ведет деятельность в 30 странах, общая численность персонала составляет 16,7 тыс. человек.http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20130131045645.shtml2013 News Releases01-30-2013 ConocoPhillips Reports Fourth-Quarter and Full-Year 2012 ResultsHighlightsFull-year 2012 earnings were $8.4 billion, or $6.72 per share, compared with full-year 2011 earnings of $12.4 billion, or $8.97 per share.• Fourth-quarter total production of 1,607 MBOED; full-year total production of 1,578 MBOED.• Year-end proved reserves of 8.6 billion BOE; annual organic reserve replacement of 156 percent.• Eagle Ford and Bakken continued to set new production and efficiency records.• Oil sands production exceeded 100 MBOED average for the quarter.• FCCL expansion progressed with sanction of Christina Lake Phase F and Narrows Lake Phase A.• First oil achieved from the Gumusut Field in Malaysia.• Continued drilling and testing of unconventional shale plays; increased Niobrara acreage position to approximately 130,000 acres.• Increased deepwater Gulf of Mexico position to 1.9 million acres; continued exploration and appraisal drilling.• Announced agreements to sell Kashagan, Algeria, Nigeria and Cedar Creek Anticline, which are expected to generate approximately $9.6 billion in proceeds.2000-2010http://iv-g.livejournal.com/563365.htmlГодовой отчет 2011http://www.conocophillips.com/EN/investor/financial_reports/Pages/index.aspx- - - - - -Eagle Ford and Bakken, Oil sands отрицательно сказываются на прибыли.Падение добычи ConocoPhillips семь лет подряд (2006-2012), несмотря на разработку нетрадиционных запасов УВ.

09 ноября 2012, 01:47

Успехи Польши в добыче сланцевого газа

На карте изображены площади, разрабатываемые компанией 3Legs Resources(07/11/2012 - Польша - naturalgaseurope.com)Компания 3Legs Resources объявила, что скважина Lebien LE-2Н показала результат в 780000 куб. футов в день. В 2011 году при первых тестированиях на ней добывалось от 450 до 520 куб. футов, при том, что для повышения добычи использовался азот."Мы очень рады, что скважина демонстрирует значительное улучшение производительности по сравнению с 2011 годом, и что теперь добыча проходит без помощи азота",- говорится в заявлении главного исполнительного директора Камлеша Пармара."Мы будем продолжать следить за поступающими данными с испытаний и сообщим о новостях в установленном порядке."Компания 3Legs Resources получила шесть лицензий на разведку 1084000 акров прибрежных сланцевых залежей Балтийского моря на севере Польши. 70 процентами трех из шести лицензий владеет американская нефтяная ConocoPhillips.3Legs Resources также имеет право на проведение разведывательных работ на месторождениях недалеко от Кракова на юге Польши и в области Баден-Вюртемберг на юго-западе Германии.

08 октября 2012, 19:40

Проект Аляска-Азия по экспорту СПГ в $65 млрд

Консорциум, состоящий из ряда крупных нефтяных компаний, продолжает активно разрабатывать грандиозные планы по созданию инфраструктуры для транспортировки сжиженного природного газа из Аляски в Азию. В марте этого года консорциум Exxon Mobil, ConocoPhillips и BP PLC в сотрудничестве с TransCanada уже объявлял о начале разработке проекта экспорту СПГ из Аляски в Азию. Тогда компании оценили его в $40 млрд. Теперь аппетиты компаний существенно выросли, и речь идет уже о проекте, чья стоимость может составить от $45 млрд до $65 млрд. В данный проект будет входить строительство газопровода длиной почти в 1300 км от газовых месторождений, расположенных на северном склоне Аляски до побережья с пропускной способностью в 3-3,5 млрд куб. м в день. На побережье будет построен завод по сжижению природного газа, а также терминалы по хранению и отгрузке газа для его последующей транспортировки на азиатские рынки. Согласно заявлениям участвующих сторон проект окажет серьезное влияние не только на экономику самой Аляски, но также и на строительный сектор США. По прогнозам компаний, в целом потребуется 1,7 млн метрических тонн стали, а также 15 тыс. рабочих в пик строительства. В целом проект Аляска-Азия по экспорту сжиженного природного газа может стать одним из самых дорогостоящих проектов в отрасли во всем мире. Он обойдется в 7-10 раз дороже, чем аналогичный проект на побережье Мексиканского залива, предложенный компанией Cheniere Energy. Кроме того, скорее всего, он будет стоить дороже, чем проект по сжижению и транспортировке природного газа из месторождения Gorgon на шельфе Австралии, в 160 км к северо-западу от континента. Стоимость этого проекта изначально оценивалась в $37 млрд, но затем выросла до $43 млрд, вынудив Chevron начать пересмотр запланированных затрат. Запуск проекта Gorgon планируется в 2014 г. Проект Аляска-Азия нуждается в одобрении как местных, так и федеральных властей. Причем одобрение должно быть получено не только на строительство, но и на экспорт газа в другие страны. Президент Обама уже заявил, что не станет одобрять новые проекты по экспорту природного газа, пока Министерство энергетики не представит доклад, который бы обосновывал их экономическую эффективность. Министерство уже неоднократно откладывало выпуск данного доклада. В случае если проект будет одобрен, на его строительство, по ряду оценок, может уйти более 10 лет. Что интересно, эта идея отнюдь не нова: она появилась еще в начале 1980-х гг. Компания Yukon Pacific в 1982 г. также предложила проект с очень схожими условиями. Его первоначальная стоимость тогда разнилась от $14 млрд до $18 млрд. Однако ему так и не суждено было реализоваться по ряду причин, в основном экономического характера.

29 августа 2012, 18:36

10 самых дорогих энергетических проектов в мире

Растущая необходимость в энергии заставляет компании строить проекты, масштаб и цена которых не имели равных в прошлом. Так, возведение плотины Гувера в США обошлось в $49 млн в 1936 г. Учитывая инфляцию, в сегодняшних ценах она бы стоила $825 млн.Подавляющая часть топ-10 самых дорогих энергопроектов находятся в Австралии. № 10. "Три ущелья" - $28 млрд, Китай Эксперты затрудняются назвать точную стоимость строительства плотины "Три ущелья", но все согласны, что это самый дорогой гидроэлектрический проект в мире. Идея перегородить реку Янцзы впервые появилась 70 лет назад, но ее осуществление началось лишь в 1992 г., когда китайское правительство одобрило проект. Возведение платины вызвало негативную реакцию местного населения, так как из зоны затопления пришлось переселить более 1 млн человек. "Три ущелья" вводилась в строй поэтапно и достигла проектной мощности лишь этим летом. Электростанция генерирует 84,7 млрд киловатт в год, что покрывает 10% энергетической потребности Китая.№ 9. GLNG - $30 млрд, АвстралияКомпании: Santos, Petronas, Total, Kogas На месторождении GLNG добывают природный газ из угольных пластов, который потом переправляют по 400-километровой трубе на остров, северо-восточнее австралийского города Гладстоун. На специальном заводе с помощью низкой температуры газ проходит процесс сжижения, а затем загружается в морские танкеры. Природный газ используется в различных отраслях промышленности, а также для обогрева жилых помещений и приготовления пищи. Это один из шести австралийских газовых проектов в этом списке, что красноречиво говорит об огромных запасах этого полезного ископаемого в стране-континенте. № 8. Kearl - $33 млрд, КанадаКомпании: Imperial Oil, Exxon Mobil Это крупнейший проект по разработке нефтеносных песков, строительство которого еще не завершилось в канадской провинции Альберта. Проектная мощность - 345 тыс. баррелей нефти в день. Возводимый на месторождении завод будет отделять нефть от песка, что является довольно сложным технологическим процессом. Для добычи нефтеносных песков необходимо такое же огромное количество воды и энергии, как для нефти с низким удельным весом. Пресс-секретарь компании Imperial, 63% которой принадлежит Exxon, сообщил, что полученная нефть будет переправляться по нефтепроводу на нефтеперерабатывающие заводы Северной Америки. № 7. Queensland Curtis LNG - $34 млрд, АвстралияКомпании: BG Group Это другой проект по добыче природного газа из угольных пластов на северо-востоке Австралии. В настоящее время на месторождении устанавливается оборудование. Природный газ начнут сжижать в 2014 г. Основными покупателями газа будут страны Тихоокеанского региона, в том числе Китай, Япония, Сингапур и Чили. № 6. Wheatstone - $35 млрд, АвстралияКомпании: Chevron, Apache, Tokyo Electic Power Company, Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company, Royal Dutch Shell, Kyushu Electric Power Company Еще один австралийский проект сжиженного газа – на этот раз на северо-западе Австралии. Американский гигант Chevron контролирует 64% предприятия. Поиск подходящего порта был одной из основных проблем при проектировании Wheatstone. № 5. Australia Pacific LNG - $37 млрд, АвстралияКомпании: Origin, ConocoPhillips, Sinopec Проект по добыче природного газа из угольных пластов находится на северо-востоке Австралии. Китайская Sinopec и японская Kansai Electric гарантируют покупку части газа в течение 20 лет. № 4. Бованенковское месторождение - $41 млрд, РоссияКомпании: ОАО "Газпром" Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на полуострове Ямал, в 40 км от побережья Карского моря. Запасы месторождения оцениваются в 173 трлн куб. м газа, что в 2 раза больше, чем в американском Marcellus Shale. Инфраструктура – одна из основных проблем проекта. "Газпрому" придется построить 577 км железной дороги для доставки необходимого оборудования, а также намного более длинный газопровод. № 3. Ichthys - $43 млрд, АвстралияКомпании: INPEX, Total Японская компания INPEX – ведущий оператор газового проекта, который находится недалеко от побережья Австралии. Природный газ и сопутствующая жидкость, которую используют для производства различных нефтехимических продуктов, будут поднимать на плавучую платформу. Жидкость будут отправлять на нефтеперерабатывающие заводы с помощью барж, а природный газ - на материк для сжижения по подводному газопроводу. № 2. Gorgon - $57 млрд, АвстралияКомпании: Chevron, Exxon, ShellGorgon – крупнейший газовый проект в истории Австралии и один из крупнейших в мире. Chevron – ведущий разработчик месторождения. Запасы Gorgon превышают 40 трлн куб. м газа, порядка 25% газовых запасов Австралии. Газ будет проходить процесс сжижения на строящемся заводе на острове Барроу. Ожидается, что производство откроется в 2014 г. № 1. Кашаган - $116 млрд, КазахстанКомпании: KazMunayGas, Eni, Shell, Exxon, Total, ConocoPhillips, INPEX Кашаган – одно из крупнейших нефтегазовых месторождений, открытых за последние 40 лет, и один из крупнейших разрабатываемых проектов в мире. Месторождение расположено в северной части Каспийского моря на глубине до 5500 м, что делает его довольно сложным для разработки. Нефть будет необходимо поднимать на поверхность с помощью сложной серии труб, а затем переплавлять на берег по нефтепроводу и танкером. Тяжелые погодные условия – дополнительная проблема. Северная часть Каспийского моря замерзает зимой на несколько месяцев. Участвующие в проекте компании строят несколько искусственных островов в районе месторождения.