Golfo dos EUA: exploração liderada por infraestrutura

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Em 2019, as perspectivas greenfield no Golfo do México dos EUA retornam à vanguarda do planejamento upstream. A Chevron está realizando o projeto Anchor de 20.000 psi, enquanto a Shell pretende replicar o semi-sub Vito para desenvolver sua descoberta de baleia. Enquanto isso, a BP continua a progredir em seu desenvolvimento de Argos (Mad Dog Phase 2) e está buscando o primeiro petróleo em 2021.

Esses projetos representam oportunidades significativas para a cadeia de suprimentos internacional - pátios de fabricação, umbilicais submarinos, risers e linhas de fluxo (SURF) e players submarinos, mas são altamente competitivos e relativamente lentos. Esperamos que várias decisões finais de investimento (FID) sejam tomadas em 2020, mas é improvável que a primeira produção chegue até 2022 e além.

Por outro lado, a exploração liderada por infraestrutura, combinada com novas técnicas de imagem sísmica, leva a desenvolvimentos de baixo custo e tempo de ciclo curto para a primeira produção. Descobertas recentes podem ser compradas on-line em menos de um ano. Em alguns casos, o tempo para o primeiro petróleo foi reduzido para apenas seis meses. O modelo está sendo usado pela Kosmos, Murphy, LLOG, Talos e Fieldwood, entre outras operadoras independentes no Golfo dos EUA, além de empresas como a BP, Chevron e Shell.

Juntos, os sucessos recentes de exploração destacam a competitividade dos mercados de águas profundas e profundas dos EUA como fonte de produção rápida e de baixo custo. O mercado de tiebacks é tão robusto agora quanto no auge do último ciclo.

Independentes conduzem projetos brownfield
Em abril, Murphy anunciou um acordo em dinheiro de US $ 1,375 bilhão para adquirir sete campos de produção e quatro projetos de desenvolvimento de curto prazo de uma joint venture entre a LLOG e a Bluewater. O acordo continua a transformação de Murphy em uma operadora de águas profundas do Golfo do México, depois de sua joint venture anterior com a Petrobras (75.000 / Boed bruto em Cascade, Chinook etc.) e a alienação de US $ 2,1 bilhões de sua presença na Malásia para a PTTEP.

Apesar da alienação das perspectivas de Nick, Khaleesi, Mormont, Calliope e Ourse, quase sem cabeça, a LLOG comprou seis poços de águas profundas em operação entre janeiro e julho.

Os dois primeiros poços de Buckskin foram comprados on-stream como um tieback de 10 quilômetros da plataforma Lucius no final de junho. O TechnipFMC forneceu grande parte do equipamento submarino, incluindo árvores de 15.000 psi, linhas de fluxo de 8 polegadas e um elevador de gás na base do riser.

Além da Buckskin, a LLOG comprou on-line quatro poços de desenvolvimento adicionais em Who Dat, Red Zinger e Mandy. Enquanto isso, o desenvolvimento do Stonefly com dois poços deve começar a produção em dezembro. O projeto verá dois poços ligados à plataforma Ram Powell, de propriedade da Talos. Segundo o LLOG, o projeto deve atingir a primeira produção em dezembro de 2019.

(Imagem: MSI)

O Kosmos será um cliente chave
Enquanto isso, após o sucesso em Gladden Deep, o Kosmos perfurou outros três poços de exploração no Golfo do México dos EUA. As perspectivas de Moneypenny, Resolution e Oldfield visam cerca de 100 milhões de boe de recursos líquidos. Moneypenny é o menor e foi projetado para ser desenvolvido como um empate nas instalações da Delta House da LLOG, mas ficou seco. Ele se espalhou em outubro de 2019, em um momento semelhante ao da Resolução, que visa recursos brutos entre 100 e 200 milhões de boe. É provável que a resolução seja desenvolvida como um empate com a longarina Gunnison da Oxy (anteriormente da Anadarko) inicialmente, mas poderia ser desenvolvida como um hub, dependendo do resultado do poço de exploração. Oldfield tem como alvo cerca de 30 milhões de boe e spud em dezembro de 2019. Caso seja bem-sucedido, é provável que seja desenvolvido como um empate para a longarina da Devils Tower.

Fieldwood e Talos também procurarão desenvolver a descoberta de Orlov como um empate para Bullwinkle no bloco 158 do Green Canyon. O poço foi perfurado e tem potencial para entregar entre 8.000 a 15.000 / Boed. Orlov é um prospecto de mioceno apoiado em amplitude, com atributos geofísicos e estruturais semelhantes ao campo de Boris operado por Talos (vinculado ao Helix Producer), que produziu cerca de 27 milhões de boe.

Esse apetite por exploração reflete o impacto de novas tecnologias em bacias maduras. Custos mais baixos para perfurar, encher e completar, combinados com ganhos de eficiência de perfuração, significam que essas perspectivas podem ser atraentes, mesmo em um ambiente com preços baixos de commodities, e há mais oportunidades de vincular novas reservas à infraestrutura estabelecida no Golfo dos EUA do que em qualquer outra grande empresa. bacia offshore. Há capacidade disponível nas instalações existentes de profundidade e água do meio da água, e uma infraestrutura de tubulação estabelecida para se conectar.

A maior parte da atividade recente foi centrada na atividade de pequenos independentes, mas eles não estão sozinhos. Focando em águas um pouco mais profundas. A Shell, a Chevron e a BP investiram em soluções de tieback econômicas para seus hubs de produção existentes.

Shell acorda
A Shell fez um FID no projeto Powernap no Golfo do México dos EUA. Por muito tempo, o empreendimento foi considerado um empecilho à Vito, devido à sua localização, mas, em vez disso, três poços serão ligados à Olympus. Segundo a Shell, o projeto tem um ponto de equilíbrio abaixo de US $ 35 / bbl.

Em junho, o projeto estava no estágio front-end de engenharia e design (FEED), de acordo com a apresentação do Dia da Administração da Shell. Os três poços serão amarrados em um PLEM que será vinculado à Olympus através de trenós da base do riser. As linhas submarinas também conectam um coletor de elevação de gás ao PLEM. O projeto incluirá um único cordão umbilical.

No início do ano, o TechnipFMC assegurou o pacote integrado SURF / sistemas de produção submarina (SPS) para o projeto Atlantis Phase 3 da BP. O desenvolvimento de US $ 1,3 bilhão ocorre após a descoberta de 2017 de cerca de 400 milhões de boe de reservas incrementais na bacia abaixo da camada de sal. A instalação de Atlantis tem capacidade para produzir 200.000 b / d de petróleo, além de 180 milhões de CuFt / d de gás, e o projeto da Fase 3 procura aumentar a produção em 38.000 b / d, além de permitir o acesso à área leste do reservatório. A mesma tecnologia sísmica que descobriu os barris incrementais no Atlantis também descobriu mais 1 bilhão de boe no Thunder Horse.