Esperanza en el horizonte del Golfo de México

Shell encontró petróleo en Appomattox en 2010 y tomó FID en 2015. Se espera que el campo a una profundidad de agua de 2,400 pies comience la producción en 2019. (Imagen: Shell)

La industria petrolera costa afuera del Golfo de México parece estar saliendo de la última desaceleración.

Sobre la base de los recuentos de plataformas, números de pozos, datos de permisos e información sobre proyectos aprobados y esperados, Bob Fryklund, vicepresidente de energía de IHS Markit, dijo que la firma espera ver un lento aumento en la región.

"El offshore está comenzando su lenta recuperación", dijo. El análisis de los datos sugiere que "2019 será lento, y cada año durante los próximos tres años, nos arrastraremos para salir de esta" recesión.

El número de plataformas está empezando a aumentar, aunque "muy lentamente", agregó, al igual que las decisiones de inversión financiera (FID). No hay muchos pozos de exploración que se estén perforando en el Golfo de los EE. UU., Dijo, pero hay muchos pozos de desarrollo que se están perforando.

Las expectativas son que 150,000 b / d de crecimiento de petróleo en 2019 desde el Golfo de México provendrán de empates. En total, se espera que la producción de petróleo en el Golfo de México aumente en 500,000 b / d entre 2017 y 2023.

Proyectos como el Appomattox de Shell, que se espera que comience la producción en 2019, y el Mad Dog 2 de BP, programado para estar en línea en 2021, contribuirían a eso, aunque compañías más pequeñas como LLOG tienen una gran cantidad de proyectos más pequeños que también impulsarán la producción. volumen.

Mientras que las aguas profundas han sido históricamente prohibidas en cuanto a costos para entrar, al restringir el juego a compañías mucho más grandes, las compañías más pequeñas están encontrando formas de participar en el ámbito de las aguas profundas.

Bob Fryklund (Foto: IHS Markit)

"Toda una manada de estos pequeños independientes se han mudado a las aguas profundas y están demostrando ser maestros del juego de hubs y radios, así como de explorar en estas cuencas", dijo Fryklund.

Además, algunas empresas nuevas se han mojado en el Golfo de México, incluida Kosmos Energy, que acordó en agosto de 2018 comprar Deep Gulf Energy por $ 1.200 millones. En el momento del anuncio, Andrew G. Inglis, presidente y CEO de Kosmos, dijo: “Con muchos competidores que abandonan el Golfo de México para perseguir los juegos de lutitas en tierra, se abrió una gran oportunidad en la cuenca. Los mejores recursos de aguas profundas pueden competir con los mejores esquistos, y ahora es un buen momento para ingresar al Golfo de México ".

Fryklund dijo que espera un énfasis continuo de los operadores para que los proyectos en línea sean más rápidos. “Ese ha sido el talón de Aquiles para el Golfo y todos los proyectos globales de aguas profundas. No son a prueba de ciclos.

Durante bastante tiempo, el tiempo promedio para el primer petróleo ha sido cerca de siete años en el Golfo de México, dijo. "Eso no es un gasto de capital flexible" debido a las desaceleraciones cíclicas en la industria. Recientemente ha habido un impulso para comprimir el tiempo promedio hasta el primer petróleo hasta aproximadamente tres años, como a través de proyectos satelitales y empates.

"El Golfo de México sigue siendo un lugar donde estamos haciendo descubrimientos", dijo. Algunos de ellos incluyen el descubrimiento en aguas profundas de la ballena de Shell, anunciado a principios de este año, y el descubrimiento de Anadarko en Samurai, anunciado en junio.

Si bien hay proyectos en el horizonte, las compañías de servicios y los fabricantes de equipos competirán ferozmente por los premios.

"Las cosas van a ser más difíciles para el lado del servicio", dijo Fryklund. "A medida que aumenten el número de proyectos aprobados, eso comenzará a aumentar el tamaño de las empresas de servicios".

Los permisos de perforación en el Golfo de México aumentaron de 189 el año pasado a 197 este año, y los pozos perforados hasta la fecha aumentaron de cinco, de 136 en 2017 a 141 en 2018. IHS Markit anticipa que las cifras al final del año estarán cerca del conteo de 2017 de 163. (Tabla cortesía de IHS Markit Petrodata)