Reportaje: La actividad en aguas profundas del Golfo de México en EE. UU. Puede aumentar en 2022

Según los analistas, las barreras de exploración y proyectos en aguas profundas en el Golfo de México de EE. UU. Podrían almacenarse para el sector de exploración y producción en 2022, dicen los analistas.

Sami Yahya, analista, distribuidor y fabricante senior de energía de S&P, dijo que los aproximadamente 12 descubrimientos en aguas profundas de EE. UU. Realizados en 2021 duplicarán su tamaño el próximo año, y que muchos sectores que han estado esperando pacientemente durante años las fluctuaciones de precios pueden finalmente ser los ecológicos. ligero. Análisis global de Platts.

«Podemos ver más innovaciones y resultados finales de inversión el próximo año», dijo Yahya. «Los operadores del Golfo de EE. UU. Todavía tienen un apetito saludable por la investigación, especialmente porque los precios del crudo son fuertes».

«Estudio de campo cercano [around deepwater production hubs with declining output] Seguirá siendo una estrategia líder ”, dijo.[This] Las nuevas innovaciones no solo mejorarán la situación económica, sino que también acelerarán el crecimiento en vista del tiempo de ciclo más corto esperado para la infraestructura existente y los vínculos «.

Según la última estimación de Platts Analytics, la producción actual de petróleo del Golfo de EE. UU. Es de 1.769 millones de b / d. La producción alcanzará los 125.000 b / d a principios de 2022 y los 2 millones de b / d a finales de año.

Los tres grandes proyectos que entrarán en funcionamiento en el Golfo en 2022 son Shells Vito Field, Mad Dog Phase 2 de PP y tres sectores impulsados ​​por Murphy Oil: Galici, Mormont y Samurai.

«Esta es la primera vez que vemos tres nuevas instalaciones en un año», dijo Mfone Usoro, analista upstream de Wood McKenzie para el Golfo de México en Estados Unidos.

La nueva planta de fabricación de Arcos en Mad Doc Phase 2 también tendrá una capacidad total de petróleo de 140.000 b / d, y Vito tendrá una nueva infraestructura de lanzamiento que puede producir hasta 100.000 b / d.

Introducción a King’s Quay

Los tres dominios de Murphy se convertirán en un nuevo centro de producción de 80.000 b / d llamado Kings Quay. Galici y Mormont suministrarán el primer petróleo en el primer semestre de 2022 y el samurái en el segundo semestre de 2022.

Los centros se pueden utilizar para acomodar la producción futura de campos aún no descubiertos dentro de un radio de 30 millas.

Se esperaba que Vito estuviera en línea en 2021, pero las preocupaciones sobre la epidemia llevaron a Shell a posponer su lanzamiento.

El precio original de Mad Doc Phase 2 fue de más de $ 20 mil millones, pero el costo total se redujo a $ 9 mil millones al simplificar y estandarizar el diseño de su sistema operativo. En su aprobación de diciembre de 2016, se proyectó una ganancia de alrededor de $ 50 / b.

Aparte de los grandes proyectos, se espera que se introduzcan algunos sectores pequeños en 2022, con todas las vinculaciones o conexiones con la infraestructura existente. Gulf Warrior LLOG Exploration, de gestión privada, es un dos dardos, que se integrará en Devil’s Tower, y los Sprones, que se integrarán con las instalaciones de Lobster, dijo Mark Adioson, analista senior de Westwood Global Energy Group.

Además, el Power Knob Field de Shell, que produce un máximo de 35.000 b / d de petróleo, se integrará en la plataforma Olympus del Major.

«Básicamente, es el uso de instalaciones existentes … [and] Facilitar las actualizaciones siempre reduce los costos de desarrollo y los costos de avería «.

Además de la producción de nuevos dominios, se espera que el precursor de Shell permita una serie de innovaciones en 2022, incluidos los polimorfos de Chevron en la geografía emergente de Norflat del este de Louisiana / Mississippi. El campo Rydberg de Shell se encuentra en Norphlet y está buscando una decisión de inversión final en 2022.

Suplemento- $ 40 / b Breakvens

«La razón por la que estamos entusiasmados con esos planes en el futuro es por los criterios económicos; todos han tenido una pausa de $ 40 / b», dijo Usoro. «Son lo suficientemente saludables como para poder comercializarlos hoy».

Los otros dos proyectos que podrían obtener un visto bueno en 2022 incluyen el campo North Platte de TotalEnergies, el juego Ultradeep descubierto por primera vez en 2012 y los campos Lyon / Castle de LLOG, aunque algunos esperan que el FID se deslice para 2023.

Además, Blacktip Field y Blacktip North de Shell, una innovación relacionada a principios de este mes, podrían avanzar en la línea de crecimiento, dijo Usoro.

Dijo que el proyectil había hecho algunos descubrimientos materiales en la región de Bertido, una parte remota del suroeste del Golfo de Estados Unidos. No me sorprenderá verlos progresar en las clasificaciones posteriores a 2022 para ser considerados para FIT.

El año 2021 también benefició al Golfo de América, con una serie de proyectos impulsados ​​por grandes empresas que entraron en línea, incluida una extensión en septiembre de un importante sector de BP, la Fase 2 de expansión Thunder Horse South. Este proyecto agregó 25,000 po / d al pico en la gigantesca industria Thunder Horse. , Con una capacidad de producción de 250.000 b / d de petróleo y 200.000 Mcf / d de gas natural, es una de las más grandes del Golfo de Estados Unidos.

Un año de bonos

Pero sobre todo fue un año de tifones, con sectores más pequeños que se incorporaron a los centros de producción existentes a medida que la producción disminuyó con respecto al gran sector original. Por ejemplo, Galliob de Murphy se integró con la planta de producción de Na Giga de PP y el centro de lanzamiento de Pampano de Praline Dollos Energy de LLOG.

De cara al futuro, Yahya dijo que la venta de arrendamiento del Golfo de EE. UU. En noviembre capturó más subastas y pagó más por el arrendamiento, lo que indica más perforaciones en los próximos años.

“El entorno operativo en el Golfo de Estados Unidos ha sido excelente durante algunos años”, dijo. «Simplemente llegó a nuestro conocimiento entonces [not only] Los precios del petróleo crudo han aumentado significativamente, pero las frecuencias relativamente bajas oscilan entre $ 45 y $ 50 / bo menos y el Golfo de EE. UU. Ofrece las emisiones de carbono más bajas, lo que se ha convertido en un factor importante para muchos operadores globales «.

“Es digno de mención que la última subasta de arrendamiento marítimo ha ganado el mayor número de ofertas totales desde 2019, lo que refleja la ventaja más competitiva que ofrece el Golfo de EE. UU.”, Dijo Yahya.