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雷斯塔能源:全球油氣運營生產成本下降

2020-01-10     來源: 中國石化新聞網
石化新聞

中國石化新聞網訊 據油氣新聞1月9日消息稱,全球石油和天然氣行業的運營生產成本已經下降,英國成為全球近海地區削減成本的重要力量。在考察了以當地貨幣衡量的地區每桶石油的運營成本削減之后,雷斯塔能源的一項旨在減輕匯率影響分析證實了這一趨勢。結果很明顯——從2014年到2018年,英國的運營生產成本降低了31%,其次是挪威和美國,運營成本分別降低了19%和15%。

雷斯塔能源公司的油田服務分析師Sara Sottilotta表示:“運營支出的減少主要是由于近海地區,如英國、巴西、尼日利亞、安哥拉、墨西哥和挪威等離岸地區,感受到了不確定的油價帶來的壓力,這反過來又促使運營商和承包商改善運營,以追求更低的單價?!?/p>

其次,由于更加注重戰略規劃、更有效的維修管理以及技術的增加和改進,每桶油當量的運營成本有所下降然而,應該指出的是,在經濟低迷時期,一些運營費用的減少歷來是維修延期的結果。這一點很重要,因為自2013年以來,設備故障和損壞導致的計劃外停機在全球范圍內翻了兩番。

Sottilotta 稱:“英國的人均石油運營成本降幅最大,從2014年的逾30美元/桶,降至2019年的僅16美元/桶。運營成本下降主要有兩個原因:一是產量的總體增長,二是隨著新油田投產和老油田停產,成熟油田的產量份額下降?!?/p>

維修周期的改變、舊油田的停產和較低的薪水也導致成本費用的降低。2015-2016年,大多數英國海上運營商將人員輪崗時間從兩周改為三周,通過減少人員往返海上設施所需的航班數量,節省了工資和物流費用。盡管如此,盡管運營成本已顯著下降,但由于油田規模較小、運營商格局分散、每生產一桶油需要的人員總數的增加,英國在所有主要離岸地區的每桶油層運營成本最高。

按絕對值計算,巴西的人均油當量運營成本降幅位居第二,從2014年的16美元/桶油當量降至2019年的11美元/桶油當量減產的主要原因是產量的大幅增加,尤其是大型盧拉油田的產量。在全球范圍內,受挪威克朗(NOK)和美元(USD)匯率上升的推動,從2014年的平均每1美元6.3挪威克朗,到2017年的平均每1美元8.3挪威克朗,挪威每桶油運營成本是最低的。相比之下,自2016年以來,墨西哥每桶油的運營成本一直在上升,這是產量下降和成熟油田產量所占份額上升的結果。

曹海斌 摘譯自 油氣新聞

原文如下:

Operational production costs have fallen globally: Rystad Energy

Operational production costs in the oil and gas industry have fallen across the globe, with the United Kingdom emerging as a cost-cutting powerhouse among global offshore regions. A Rystad Energy analysis aimed at mitigating currency effects confirms this trend, after examining regional opex reduction per barrel, measured in local currency. The results are clear – from 2014 to 2018 the UK reduced operational production costs by 31%, followed by Norway and the United States with opex reductions of 19% and 15%, respectively.

“The reduction in operating expenditure is largely the result of offshore regions – such as the United Kingdom, Brazil, Nigeria, Angola, the Gulf of Mexico and Norway – feeling the squeeze of uncertain oil prices, which in turn has driven operators and contractors to nurture operational improvements in pursuit of lower unit prices,” says Sara Sottilotta, Oilfield Service Analyst at Rystad Energy.

Secondly, with a greater focus on strategic planning, more efficient maintenance management and the increased and improved implementation of technology, opex per barrel of oil equivalent (boe) has fallen. It should be noted, however, that in times of downturn some opex reduction has historically been a consequence of maintenance deferral. This is important to bear in mind, as unplanned outages caused by equipment failure and damages have quadrupled globally since 2013.

“The UK has experienced the greatest reduction in opex per boe, falling from more than $30 per barrel in 2014 to just $16 per barrel in 2019. The drop is attributable to two main factors: the general increase in production, and the falling share of production from mature fields as new fields came on-stream and old fields were shut-in,” Sottilotta says.

Changing rotation cycles, the closing of older fields and lower salaries have also contributed to the reduced cost levels. A majority of UK offshore operators switched from two-week to three-week personnel rotations in 2015-2016, generating salary and logistics savings by reducing the number of flights required to shuttle personnel to and from offshore facilities. Still, despite this significant decrease in operational costs, the UK exhibits the highest opex per boe of all major offshore regions due to smaller field size, a fragmented operator landscape, a more mature continental shelf, and a higher number of personnel on board (POB) per produced barrel.

In absolute terms, Brazil experienced the second greatest drop in opex per boe, falling from $16 per boe in 2014 to $11 per boe in 2019. This reduction was driven primarily by a significant increase in production, especially from the giant Lula field. Across the globe, opex per boe in Norway is among the lowest, helped by the rising exchange rate between Norwegian Kroner (NOK) and the United States dollar (USD), which grew from an average of NOK 6.3 per $1 in 2014, to an average of NOK 8.3 per $1 in 2017. In contrast, Mexico's operating cost per boe has risen since 2016, the result of decreasing production and an increasing share of production from mature fields.

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