Upstream jest to działalność związana z poszukiwaniem, wydobyciem i dostarczeniem ropy do terminala eksportowego.

Downstream jest to zespół działań, począwszy od odbioru ropy z terminala eksportowego, aż po dostarczenie produktu do odbiorcy końcowego. Obejmuje transport, sprzedaż i handel oraz przerób ropy naftowej, logistykę produktową, sprzedaż hurtową (B2B) i detaliczną produktów finalnych.

Ropa klasyfikowana jest najczęściej wg:

• gęstości (ciężaru właściwego), która określa proporcje lekkich (bardziej wartościowych) i ciężkich (mniej wartościowych) węglowodorów w ropie
• lekkie ropy (> 33 API*)
• średnie ropy (22-33 API)
• ciężkie ropy (< 22 API)
  

• zawartości siarki w ropie - mniejsza pozwala łatwiej wyprodukować produkty spełniające określone normy ekologiczne i jakościowe
• słodkie ropy (< 0,5% siarki)
• średnio kwaśne ropy (0,5 - 1,5% siarki)
• kwaśne ropy (> 1,5% siarki)
  

• inne: ze względu na skład chemiczny, zawartość żywicy, zawartość parafiny.

* API gravity = (141,5 / ciężar właściwy ropy mierzony w 15,5 ˚C) - 131,5

Miary ropy naftowej i frakcji ciekłych gazu ziemnego (oparte na średniej gęstości ropy - 33 API):

• baryłki (bbl) = 0,1364 ton metrycznych = 0,1560 kilolitrów (m3) = 42 US gallons
• baryłki/dzień (bbl/day) = 49,8 ton/rok

Miary gazu ziemnego:

• miliard stóp sześciennych (Bcf) = 0,028 miliarda m3 (Bcm) = 0,18 miliona baryłek ekwiwalentu ropy (MMboe)

1 tona lekkiej ropy (40 API) = 7,64 baryłki, 1 tona ciężkiej ropy (25 API) = 6,98 baryłki

1. Ogólna analiza zbiornika wodnego lub terenu, w którym zachodzi proces osadzania materiału skalnego.
2. Badania wstępne (powierzchniowe).
3. Badania sejsmiczne.
4. Planowanie rozlokowania otworów wiertniczych - modele pola (np. 2D lub 3D).
5. Odwierty poszukiwawcze.
6. Odwierty rozpoznawczo-ocenne.

Najczęściej używane techniki poszukiwawcze:

• techniki geologii powierzchniowej - pomiary rozkładu pól magnetycznych (magnetometry), ciężaru skał (grawitometry) i promieniowania. Dokonywane są na podstawie badań satelitarnych lub lotniczych, a następnie dzięki nim ocenia się prawdopodobieństwo występowania skał źródłowych, rezerwuarów i pułapek. Jest to wstęp do badań sejsmicznych.
  
  
• techniki sejsmiczne - opierają się pomiarze i analizie fal akustycznych wytwarzanych w czasie sztucznych „trzęsień”, poprzez serię mikrowybuchów. Fale te po odbiciu od warstw skalnych są zbierane przez sejsmiczne sensory, co umożliwia określenie struktury i układu skał. Stosowane są modele pola o różnych poziomach szczegółowości: 2D, 3D, 4D oraz pełne modele pola. Rozwój technik sejsmicznych, wraz z rozwojem technik komputerowych, umożliwił znaczącą redukcję ryzyka nieodnalezienia opłacalnych do produkcji złóż.

W celu zidentyfikowania struktur geologicznych, potencjalnie zawierających akumulacje ropy naftowej i gazu ziemnego, przeprowadza się różnego rodzaju badania, z których najbardziej popularnym jest pozyskiwanie i analiza danych sejsmicznych. 

Podczas badania sejsmicznego fale dźwiękowe rozchodzą się z prędkością, która różni się w zależności od napotkanych struktur, a fale częściowo załamują się i odbijają w kierunku powierzchni. W oparciu o analizę zmian prędkości oraz kąta odchylenia fal dźwiękowych możliwe jest wskazanie miejsc, w których mogą znajdować się skały zbiornikowe ropy naftowej i gazu. Konstrukcje linii sejsmicznych dostarczają informacji na temat skał znajdujących się bezpośrednio pod powierzchnią obszaru objętego pomiarami. Ten rodzaj danych sejsmicznych, nazywany jest dwuwymiarowym modelowaniem sejsmicznym lub badaniem sejsmicznym 2D, ponieważ dane otrzymywane są wzdłuż dwóch osi (długość i głębokość). Jeżeli badanie sejsmiczne jest przeprowadzane jednocześnie na przecinających się profilach, wówczas zyskuje się dodatkowy wymiar – szerokość – stąd takie badania określa się mianem trójwymiarowych badań sejsmicznych lub badań sejsmicznych 3D. Badania sejsmiczne 3D są źródłem znacznie bardziej obszernych danych dotyczących złóż podziemnych, ale też są bardziej kosztowne i obejmują mniejszy obszar.

Wyróżniamy następujące odwierty:

• odwierty poszukiwawcze, których wykonanie ma potwierdzić obecność potencjalnych złóż ropy naftowej i gazu, umożliwiają przeprowadzenie pomiarów i analiz. Dzielą się na:
  
  
  • odwierty próbne - pierwsze odwierty w danym polu, w którym po badaniach geologicznych stwierdzono występowanie węglowodorów. Wywiercenie studni poszukiwawczej z reguły zabiera od 3 do 6 miesięcy
  • odwierty rozpoznawczo-ocenne - gdy odwiert próbny zakończył się sukcesem i natrafiono na odpowiednie złoża ropy i gazu. Pozwalają one lepiej zrozumieć strukturę rezerwuaru (jego rozmiar i jakość) i dokładnie zaplanować rozmieszczenie odwiertów produkcyjnych i pozostałej infrastruktury pola
    
    
• odwierty produkcyjne - eksploatacja komercyjnych (kwalifikujących się do produkcji) złóż.

Pojęcie „zasoby” (ang. resources) obejmuje wszystkie ilości węglowodorów naturalnie występujących na powierzchni lub wewnątrz skorupy ziemskiej, zarówno odkrytych, jak i nieodkrytych (wydobywalne bądź niewydobywalne), włącznie z ilościami już wydobytymi. Zasoby dzielą się na: 

• Zasoby Warunkowe to ilości ropy naftowej lub gazu ziemnego, które według szacunków na dany dzień mogą potencjalnie zostać pozyskane ze znanych akumulacji, ale wobec których dany projekt (czy projekty) nie osiągnął jeszcze stopnia zaawansowania pozwalającego na komercyjne zagospodarowanie ze względu na jedno lub więcej uwarunkowań.
• Zasoby Perspektywiczne to ilości ropy naftowej lub gazu ziemnego, które według szacunków na dany dzień mogą potencjalnie zostać pozyskane z nieodkrytych jeszcze akumulacji w wyniku ich zagospodarowania w przyszłości. Zasoby Perspektywiczne dają zarówno szansę odkrycia jak i szansę zagospodarowania.

• Zasoby Potwierdzone to ilości wydobycia ropy naftowej, które na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych można oszacować z rozsądną pewnością, jako komercyjnie zdatne do wydobycia od określonej daty, ze znanych złóż i w określonych warunkach gospodarczych, z wykorzystaniem określonych metod operacyjnych i w oparciu o określone regulacje administracyjne. W ujęciu probabilistycznym, istnieje co najmniej 90% prawdopodobieństwo, że faktycznie wydobyte ilości będą równe lub przekroczą wartości szacunkowe. Również nazywane 1P.
• Zasoby Prawdopodobne to takie dodatkowe Zasoby, w przypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe, niż w przypadku Zasobów Potwierdzonych, ale wyższe niż w przypadku Zasobów Możliwych. Jest równie prawdopodobne, że faktycznie uzyskane ilości surowców będą większe lub mniejsze niż suma Zasobów Udowodnionych plus Prawdopodobnych (2P). W ujęciu probabilistycznym, istnieje co najmniej 50% prawdopodobieństwo, że faktycznie wydobyte ilości węglowodorów będą równe lub przekroczą szacunki 2P.
• Zasoby Możliwe to takie dodatkowe Zasoby, w przypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe niż w przypadku Zasobów Prawdopodobnych. Prawdopodobieństwo, że rzeczywiste wydobyte ilości będą równe lub przekroczą sumę zasobów potwierdzonych, prawdopodobnych i możliwych (3P) wynosi 10%.

• Zasoby Potwierdzone (1P) to ilości wydobycia ropy naftowej, które na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych można oszacować z rozsądną pewnością, jako komercyjnie zdatne do wydobycia od określonej daty, ze znanych złóż i w określonych warunkach gospodarczych, z wykorzystaniem określonych metod operacyjnych i w oparciu o określone regulacje administracyjne. W ujęciu probabilistycznym, istnieje co najmniej 90% prawdopodobieństwo, że faktycznie wydobyte ilości będą równe lub przekroczą wartości szacunkowe.
   
• Zasoby Prawdopodobne (2P) to takie dodatkowe Zasoby, w przypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe, niż w przypadku Zasobów Potwierdzonych, ale wyższe niż w przypadku Zasobów Możliwych. Jest równie prawdopodobne, że faktycznie uzyskane ilości surowców będą większe lub mniejsze niż suma Zasobów Udowodnionych plus Prawdopodobnych. W ujęciu probabilistycznym, istnieje co najmniej 50% prawdopodobieństwo, że faktycznie wydobyte ilości węglowodorów będą równe lub przekroczą szacunki 2P.
  
  
• Zasoby Możliwe (3P) to takie dodatkowe Zasoby, w przypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe, niż w przypadku Zasobów Prawdopodobnych. Prawdopodobieństwo, że rzeczywiste wydobyte ilości będą równe lub przekroczą sumę zasobów potwierdzonych, prawdopodobnych i możliwych wynosi 10%.

Zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego stanowią własność państwa, w którym się znajdują. Spółka prowadząca prace poszukiwawcze dotyczące ropy naftowej i gazu, taka jak KOV, co do zasady nie jest właścicielem odkrytych złóż ropy naftowej i gazu, natomiast otrzymuje pozwolenia na prowadzenie prac poszukiwawczych i na wydobycie ropy naftowej od władz danego państwa. Powyższe pozwolenia wydawane są w postaci koncesji, zgody, licencji, umowy o podziale wpływów z wydobycia.

Koncesja składa się z dwóch części, z których pierwsza obejmuje prace poszukiwawcze, a druga wydobycie. Przyznanie Koncesji następuje w drodze aukcji, zwanej także rundami licencyjnymi, na których spółki przedstawiają oferty zawierające opis zobowiązań, które gotowe są podjąć na danym obszarze i w określonym terminie. W niektórych przypadkach, otrzymanie Koncesji wymaga wniesienia opłaty, jednakże najczęściej spotykaną praktyką jest ponoszenie opłat za prawo prowadzenia działalności poszukiwawczej i wydobycia pośrednio, tj. poprzez samo inwestowanie w prace poszukiwawcze i zagospodarowanie złóż. Alternatywną procedurą obowiązującą w niektórych krajach jest procedura wolnych wniosków (ang. open application system), w ramach której spółki występują bezpośrednio z wnioskami dotyczącymi niekoncesjonowanych obszarów. W przypadku wykrycia na tych obszarach złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, mających wartość komercyjną, koncesja na prace poszukiwawcze automatycznie zamienia się na koncesję wydobywczą, z obowiązkiem uiszczenia opłaty licencyjnej i/lub podatku, lub na umowę o podziale wpływów z wydobycia, przewidującą przekazywanie określonej ilości wydobytej ropy naftowej lub gazu ziemnego bezpośrednio na rzecz danego kraju. Koncesje na wydobycie wydawane są co do zasady na okres od 20 do 30 lat.

W Syrii, sektor naftowy i gazowy podlega Ministerstwu ds. Ropy Naftowej i Gazu. Zgodnie z warunkami Ustawy nr 7 (1953) ( National Law. 7 (1953)), wszelkie podziemne zasoby węglowodorów na terytorium Syrii oraz na obszarach poza syryjskim szelfem kontynentalnym należą do państwa. Ustawa ta została uzupełniona Dekretem 133/122 (1964) ( Decree 133/22 (1964)), zgodnie z którym wszelkie działania związane z wydobyciem ropy naftowej podlegają kontroli państwowej. Obecnie wszelkie działania związane z wydobyciem ropy naftowej prowadzone są na podstawie umów zawartych z państwowym koncernem naftowym - SPC. 

Prawo do prowadzenia działań w sektorze naftowym na terytorium Syrii jest przyznawane koncesjonariuszowi przez państwo syryjskie wykonawcy oraz SPC na podstawie umowy o podziale wpływów z wydobycia. SPC jest uprawnione na mocy przepisów prawa syryjskiego do analizowania, opracowywania i inwestowania w projekty z sektora naftowego w imieniu rządu Syrii (jako właściciela zasobów naturalnych w Syrii). 

Ryzyko i niepewność w projektach E&P są wielowymiarowe i zmieniają się w trakcie projektu. Możemy wyróżnić ryzyko*:

• rezerwuaru (głębokość, ciśnienie, przepuszczalność, przepływy)
• technologiczne (skrzywione odwierty, niesprawdzone technologie, głębokie pokłady)
• jakości produktu (zawartość siarki, lepkość, zasfaltowanie)
• kosztów (wydatki inwestycyjne, koszty operacyjne, koszty zarządzania projektem)
• kadry (doświadczenie, pracochłonność, umiejętności, stosunki pracy)
• czasu (opóźnienia w produkcji, przerwy w produkcji, efektywność wydobycia)
• środowiskowe (normy zanieczyszczenia, koszty likwidacji)
• bezpieczeństwa (podatność na awarie, wyszkolenie kadry, procedury)
• polityczne (stabilność rządu, konflikty zbrojne, polityka energetyczna)
• fiskalne (stabilność podatkowa, regresywność systemu, ekstra podatki)
• ekonomiczne (ceny, inflacja, koszt kapitału, ryzyko walutowe)
• rynkowe (popyt, konkurencja, dostęp do transportu)

* Kolejność, w jakiej są przedstawione czynniki ryzyka, nie odzwierciedla prawdopodobieństwa ich wystąpienia, zakresu ani znaczenia.

W sektorze ropy i gazu występuje duża rozpiętość czasowa pomiędzy wydatkami a uzyskanym zwrotem, co wydatnie podnosi ryzyko biznesowe. Cechą projektów upstreamowych są duże nakłady kapitałowe na początku (wysoka kapitałochłonność), głównie w fazie poszukiwań i przygotowania produkcji. Dodatkowo pozyskiwanie kapitału w pierwszych latach może być trudne.

Forma zadłużenia spółki z obszaru E&P zależy od tego, w której fazie cyklu życia znajduje się firma. Nowy licencjobiorca finansuje się głównie kapitałem własnym (eksploracja), natomiast w miarę rozwoju korzysta on z innych form finansowania (rozwój pól produkcyjnych). Wyróżniamy następujące standardy zadłużenia, w których kolejno maleje stopień kontroli pożyczkodawców i kosztu kapitału: project finance, zadłużenie na bazie rezerw, instrumenty dłużne, zadłużenie na bazie bilansu.

 Zgodnie z Regulaminami Spółki, Zgromadzenia Akcjonariuszy mogą odbywać się wyłącznie w kanadyjskiej prowincji Alberta. W odniesieniu do polskich akcjonariuszy zostaną wprowadzone dodatkowe procedury zawiadamiania i oddawania głosów na Zgromadzeniach Akcjonariuszy.

KOV posiada jedną spółkę bezpośrednio i w pełni zależną: Kulczyk Oil Ventures Limited (KOV Cyprus) oraz cztery spółki pośrednio i w pełni zależne: Loon Brunei, Loon Latakia, Loon Ukraine Holding Limited oraz Triton Borneo Limited. Z chwilą zakończenia procesu restrukturyzacji spółki Triton KOV Cyprus będzie posiadać 50% udział w Triton Petroleum Pte Ltd i 35% udział w Mauritania International Petroleum Inc.

• Zasoby sklasyfikowane na poziomie 2P >3 MMboe(mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej) 
• Zasoby warunkowe >45 MMboe 
• Zasoby przypuszczalne >100 MMboe

Obecnie stwierdzono, że antyklina Belait skierowana jest w stronę Bloku L, gdzie KOV niedawno wykonał badania sejsmiczne 3D, obejmujące obszar o powierzchni 350 km2. Zgodnie z dobrymi praktykami obowiązującymi w branży naftowej, zarówno w zakresie badań, jak i technik wydobywczych, KOV wykonał zdjęcie 3D, aby zwiększyć szanse odkrycia akumulacji węglowodorów i móc lepiej oszacować wielkość Zasobów Perspektywicznych, na co szczególnie korzystny wpływ ma obecność bezpośrednich wskazań węglowodorów rozpoznanych na podstawie danych sejsmicznych 3D. Dzięki postępowi technologicznemu można ponownie uznać te tereny za perspektywiczne.