ضخت شركة أرامكو السعودية في مشروعاتها الاستكشافية للنفط والغاز مبلغ 7,9 مليارات ريال في 2018 واستخدامها لتقنيات جديدة في عمليات الاستكشاف والإنتاج تمكنها من التحكم في زيادة أو خفض إنتاج أي من حقولها للنفط سواء على اليابسة أو سطح وأعماق البحار وتنفيذها إعادة تطوير بعض حقول النفط المتقادمة واتجاهها للتوسع في تطوير الحقول البحرية وأخرها حقل مرجان النفطي البحري الذي يمثل أولى مشروعات أرامكو الضخمة للتوسع في الحقول البترولية البحرية في المملكة وتطويرها ويضم الحقل عددا كبيرا من الآبار في جوف البحر في وقت تصدر هذا المشروع قائمة أكبر مشروعات أرامكو للتنقيب والإنتاج لعام 2018 وبتكلفة إجمالية شاملة لتطوير الحقل قدرت بنحو 56 مليار ريال.
وقالت أرامكو في نشرة سنداتها الدولية بأنها ضخت استثمارات ونفقات رأسمالية كبيرة في 2018 حيث بلغت المصروفات الرأسمالية للشركة 357,1 مليار ريال للثلاثة أعوام الأخيرة وزعت بقيمة 103.3 مليارات ريال و122.0 مليار ريال و131.8 مليار ريال للسنوات المنتهية في 31 ديسمبر 2016 و2017 و2018 على التوالي. ولفتت الشركة لميزة التكلفة المنخفضة لعملياتها في المنبع في استكشافات وإنتاج النفط والغاز البالغة 2.8 دولار لكل برميل نفط مكافئ لعام 2018 والإنفاق الرأسمالي لأنشطة المراحل الأولى البالغة 4.7 دولارات لكل برميل نفط مكافئ وهي أقل بكثير منها لدى شركات النفط العالمية وهو ما يعد ميزة مهمة في بيئة أسعار النفط المتقلبة.
وأشارت أرامكو إلى أنه يتم تسجيل تكاليف الاستكشاف والتقييم وفقًا لطريقة الجهود الموفقة التي من خلالها يتم الاعتراف بالتكاليف الجيولوجية، والجيوفيزيائية كمصروف إضافة إلى تكاليف الاستكشاف المرتبطة بالآبار التي كانت في البداية ترصد ضمن الميزانية العمومية الموحدة للشركة كأصل غير ملموس حتى يتم الانتهاء من حفر البئر وتقييم النتائج. وإذا تم العثور على كميات تجارية محتملة من الهيدروكربونات فإن هذه التكاليف ستستمر في رسملة رهنا بأنشطة تقييم أخرى التي من شأنها تحديد الجدوى التجارية والجدوى الفنية للاحتياطيات. وإذا لم يتم العثور على كميات تجارية محتملة من الهيدروكربونات، ولم يحدد أي استخدام بديل للبئر، فإن التكاليف المرسملة سابقاً تقيم بغرض إلغاء الاعتراف بها أو اختبارها للتأكد من اضمحلالها.
وتظل الآبار الاستكشافية ترسمل بينما يتم تقيم عمليات الحفر الإضافية لحقل النفط أو الغاز المحتمل أثناء تنفيذ الحقل أو أثناء وضع خطط التطوير المثلى. وكل هذه التكاليف المرسملة لا تخضع لحسبة الاهلاك والإطفاء، ولكن في كل تاريخ إبلاغ يخضع لمراجعة تقنية وإدارية منتظمة لتأكيد استمرار النية في التطوير أو استخراج القيمة من البئر. وفي حال عدم وجود هذه النية، تشطب التكاليف على الفور إلى صافي الدخل. ولا تخضع النفقات الاستكشافية المرسملة للإطفاء، ولكنها تخضع في كل تاريخ إبلاغ لمراجعة مؤشرات اضمحلال القيمة.
وقالت شركة أرامكو في نشرة الإصدار الرئيسة لصفقة سنداتها الدولية بأنها تدير قاعدة الاحتياطيات والموارد الفريدة في المملكة لتحسين الإنتاج وزيادة القيمة على المدى الطويل وفقًا لقانون الهيدروكربونات الذي ينص على أن عمليات الشركة في مجال الهيدروكربونات تعمل على تعزيز الإنتاجية الطويلة الأجل لمخزونات المملكة ودعم الإشراف الدقيق لمواردها من المواد الهيدروكربونية. وتاريخياً قامت الشركة باستبدال الاحتياطيات على أساس عضوي من خلال مراجعة تقديرات الاحتياطيات في الحقول القائمة ومن خلال التحديد والاستكشاف لتحديد الحقول الجديدة.
ونتيجة لذلك زادت الاحتياطيات المؤكدة في المملكة في أكبر حقول النفط التي تديرها الشركة منذ وقت الإنتاج الأصلي. وقالت “على سبيل المثال، زادت الاحتياطيات في حقل بقيق بأكثر من 13.5 مرة من عام 1944 عندما بدأ الإنتاج في الحقل إلى 2018. وبلغت نسبة استبدال النفط الخام العضوي ومكثفات الاحتياطيات بناءً على احتياطيات المملكة 104 % على أساس متوسط مدته ثلاث سنوات من 2016 إلى 2018. وبلغت نسبة استبدال احتياطيات المكافئ النفطي العضوي بناءً على احتياطيات المملكة 127 % على أساس متوسط نفس الفترة. ويتم احتساب نسب استبدال الاحتياطيات على أساس تغيرات الاحتياطيات المتعلقة بصافي سحب الخزان من الحقول العاملة، بدلاً من أحجام الإنتاج.
في وقت تتضمن محفظة الشركة كما في 31 ديسمبر 2018 عدد 498 موقع خزن في 136 بئرا نفطية في أنحاء متفرقة من المملكة ومياهها الإقليمية. في حين بلغت احتياطيات الشركة في 31 ديسمبر 2017 طاقة 260.2 مليار برميل من النفط المكافئ تكفي لفترة 54 عاما، وتتألف من 204.8 مليارات برميل من النفط الخام والمكثفات، و26.0 مليار برميل من الغاز الطبيعي المسال و181.0 تريليون قدم مكعب قياسي من الغاز الطبيعي.
