Golfo de EE. UU .: exploración dirigida por la infraestructura

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En 2019, las nuevas perspectivas en el Golfo de México de EE. UU. Vuelven a la vanguardia de la planificación aguas arriba. Chevron está llevando a cabo el proyecto Anchor de 20,000 psi, mientras que Shell tiene la intención de replicar el semi-sub Vito para desarrollar su descubrimiento de ballenas. Mientras tanto, BP continúa progresando en su desarrollo Argos (Mad Dog Phase 2) y está buscando el primer petróleo en 2021.

Estos proyectos representan oportunidades significativas para la cadena de suministro internacional: yardas de fabricación, umbilicales submarinos, elevadores y líneas de flujo (SURF) y jugadores submarinos por igual, pero son altamente competitivos y de movimiento relativamente lento. Esperamos que se tomen varias decisiones finales de inversión (FID) en 2020, pero es improbable que la primera producción llegue hasta 2022 y más allá.

La exploración dirigida por la infraestructura, por otro lado, combinada con nuevas técnicas de imágenes sísmicas conduce a desarrollos de bajo costo y tiempo de ciclo corto para la primera producción. Los descubrimientos recientes se pueden comprar en funcionamiento en menos de un año. En algunos casos, el tiempo para el primer petróleo se ha reducido a solo seis meses. El modelo está siendo utilizado por Kosmos, Murphy, LLOG, Talos y Fieldwood, entre otros operadores independientes en el Golfo de los EE. UU., Además de BP, Chevron y Shell.

Tomados en conjunto, los éxitos de exploración recientes destacan la competitividad de los mercados de aguas medias y profundas de los EE. UU. Como una fuente de producción rápida y de bajo costo. El mercado de amarre ahora es tan sólido como lo fue en la cima del último ciclo.

Independientes impulsan proyectos brownfield
En abril, Murphy anunció un acuerdo en efectivo de $ 1.375 mil millones para adquirir siete campos productores y cuatro proyectos de desarrollo a corto plazo de una empresa conjunta entre LLOG y Bluewater. El acuerdo continúa la transformación de Murphy en un operador de aguas profundas del Golfo de México cargado de petróleo después de su anterior empresa conjunta con Petrobras (75,000 / Boed bruto en Cascade, Chinook, etc.) y la venta de $ 2,1 mil millones de su huella de Malasia a PTTEP.

A pesar de desinvertir en los prospectos Nick, Khaleesi, Mormont, Calliope y Ourse, casi sin cabeza, LLOG compró seis pozos de aguas profundas en funcionamiento entre enero y julio.

Los primeros dos pozos en Buckskin se compraron en funcionamiento como un amarre de seis millas a la plataforma Lucius a fines de junio. TechnipFMC proporcionó gran parte del equipo submarino, incluidos árboles de 15,000 psi, líneas de flujo de 8 pulgadas y un elevador de gas de base ascendente.

Además de Buckskin, LLOG compró cuatro pozos de desarrollo adicionales en línea en Who Dat, Red Zinger y Mandy. Mientras tanto, el desarrollo Stonefly de dos pozos comenzará la producción en diciembre. El proyecto verá dos pozos vinculados a la plataforma Ram Powell que es propiedad de Talos. Según LLOG, el proyecto alcanzará la primera producción alrededor de diciembre de 2019.

(Imagen: MSI)

Kosmos será un cliente clave
Mientras tanto, después de su éxito en Gladden Deep, Kosmos perforó otros tres pozos de exploración en el Golfo de México de EE. UU. Las perspectivas Moneypenny, Resolution y Oldfield apuntan a alrededor de 100 millones de boe de recursos netos. Moneypenny es el más pequeño y fue diseñado para ser desarrollado como un vínculo con las instalaciones de Delta House de LLOG, pero quedó seco. Se inició en octubre de 2019, en un momento similar a la Resolución, que apunta a recursos brutos entre 100-200 millones de boe. Es probable que la resolución se desarrolle como un vínculo con el combate de Gunnison de Oxy (anteriormente Anadarko) inicialmente, pero podría desarrollarse como un centro, dependiendo del resultado del pozo de exploración. Oldfield apunta a alrededor de 30 millones de boe y spud en diciembre de 2019. En caso de que tenga éxito, es probable que se desarrolle como un vínculo con el combate de Devils Tower.

Fieldwood y Talos también buscarán desarrollar el descubrimiento de Orlov como un vínculo con Bullwinkle en el bloque 158 de Green Canyon. El pozo ha sido perforado y tiene el potencial de entregar entre 8,000 y 15,000 / Boed. Orlov es un prospecto Mioceno con amplitud con atributos geofísicos y estructurales similares al campo Boris operado por Talos (vinculado al Helix Producer) que ha producido aproximadamente 27 millones de boe.

Este apetito recurrente por la exploración refleja el impacto de la nueva tecnología en las cuencas maduras. Los costos más bajos para perforar, completar y completar, combinados con ganancias en la eficiencia de perforación significan que tales perspectivas pueden ser convincentes, incluso en un entorno de bajo precio de los productos básicos y hay más oportunidades de vincular nuevas reservas a la infraestructura establecida en el Golfo de los EE. UU. Que en cualquier otro importante cuenca costa afuera. Existe una capacidad adicional en las instalaciones de acogida existentes en aguas profundas y medias y una infraestructura de tuberías establecida para conectarse.

La mayor parte de la actividad reciente se ha centrado en la actividad de los independientes más pequeños, pero no están solos. Centrándose en aguas ligeramente más profundas. Shell, Chevron y BP han invertido en soluciones de amarre rentables para sus centros de producción existentes.

Shell se despierta
Shell ha realizado un FID en el proyecto Powernap en el Golfo de México de EE. UU. El desarrollo durante mucho tiempo se pensó como un vínculo con Vito debido a su ubicación, pero en cambio, tres pozos se vincularán con Olympus. Según Shell, el proyecto tiene un punto de equilibrio inferior a $ 35 / bbl.

A partir de junio, el proyecto se encontraba en la etapa de ingeniería y diseño front-end (FEED), según la presentación del Día de Gestión de Shell. Los tres pozos estarán unidos a un PLEM que se unirá a Olympus a través de trineos de base ascendente. Las líneas submarinas también conectarán un colector de elevación de gas al PLEM. El proyecto incluirá un solo umbilical.

A principios de año, TechnipFMC aseguró el paquete integrado de sistemas de producción submarina / SURF (SPS) para el proyecto Atlantis Phase 3 de BP. El desarrollo de $ 1.3 mil millones se produce después del descubrimiento en 2017 de alrededor de 400 millones de boe de reservas incrementales en la cuenca debajo de la capa de sal. La instalación de Atlantis tiene la capacidad de producir 200,000 b / d de petróleo junto con 180 millones de CuFt / d de gas y el proyecto de la Fase 3 busca aumentar la producción en 38,000 b / d, además de permitir el acceso a la zona este del embalse. La misma tecnología sísmica que descubrió los barriles incrementales en Atlantis también descubrió otros mil millones de boe en Thunder Horse.