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Bonjour, mesdames et messieurs, et bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du quatrième trimestre 2019 de Murphy Oil Corporation.[Instructions de l'opérateur]
J'aimerais maintenant céder la parole à Kelly Whitley, vice-présidente, Relations avec les investisseurs et communications.S'il vous plaît, allez-y.
Bonjour et merci à tous de vous joindre à nous aujourd'hui pour notre appel aux résultats du quatrième trimestre.Je suis accompagné de Roger Jenkins, président et chef de la direction ;David Looney, vice-président exécutif et directeur financier ;Mike McFadyen, vice-président exécutif, Offshore ;et Eric Hambly, vice-président exécutif, Onshore.
Veuillez vous référer aux diapositives d'information que nous avons placées dans la section Relations avec les investisseurs de notre site Web pendant que vous suivez notre webdiffusion d'aujourd'hui.Tout au long des chiffres de production d'aujourd'hui, les réserves et les montants financiers sont ajustés pour exclure les participations ne donnant pas le contrôle dans le golfe du Mexique.
Diapositive 1, veuillez garder à l'esprit que certains des commentaires formulés lors de cet appel seront considérés comme des déclarations prospectives au sens de la définition de la loi Private Securities Litigation Reform Act de 1995. En tant que tel, aucune garantie ne peut être donnée que ces événements se produiront ou que les projections seront atteintes.Il existe divers facteurs susceptibles de faire varier les résultats réels.Pour une discussion plus approfondie sur les facteurs de risque, voir le rapport annuel 2018 de Murphy sur formulaire 10-K déposé auprès de la SEC.Murphy n'assume aucune obligation de mettre à jour ou de réviser publiquement les déclarations prospectives.
Merci, Kelly.Bonjour à tous et merci d'avoir écouté notre appel aujourd'hui.Sur la diapositive 2, tout au long de l'année 2019, nous avons exécuté avec succès notre plan d'entreprise consistant à produire des actifs pondérés en pétrole pour nos volumes croissants dans les limites des flux de trésorerie, générant des rendements plus élevés et transformant l'entreprise pour une valeur à long terme alors que nous continuons à restituer du capital à actionnaires.
Notre capital total pour - notre production totale pour l'année était en moyenne de 173 000 barils équivalents par jour avec 60 % de pétrole, nous avons constaté des augmentations significatives de la production de nos actifs de schiste Eagle Ford et de nos actifs du Golfe du Mexique et sommes fiers d'être l'un des cinq premiers du Golfe du Mexique. Opérateur mexicain.La quasi-totalité de notre production pétrolière continue d'être vendue à un prix plus élevé au WTI et au West Texas Intermediate, ce qui nous a permis de générer 145 millions de dollars de flux de trésorerie disponibles en 2019. Nous utilisons ces fonds en plus du produit de la vente de notre pétrole en Malaisie. actifs pour restituer plus de 660 millions de dollars aux actionnaires grâce à un dividende trimestriel continu et à un important programme de rachat d'actions.Nous considérons Murphy comme une société transformée avec un grand potentiel à mesure que nous continuons à développer nos actifs de schistes d'Eagle Ford, au Canada et dans le golfe du Mexique, avec des perspectives prometteuses provenant de nos programmes d'exploration dans le golfe du Mexique, au Brésil et au Mexique.
Plus important encore, nous avons annoncé aujourd'hui que nous avons signé un protocole d'accord avec ArcLight Capital Partners concernant notre participation de 50 % dans le système de production flottant de King's Quay et que nous travaillons sur des accords définitifs concernant le capital historique et futur du projet, y compris le remboursement d'environ 125 $. millions dépensés en 2019. Pour discuter plus en détail de notre plan d’investissement complet pour 2020 après avoir examiné les résultats du quatrième trimestre et de l’année entière.
Diapositive 3. La production du quatrième trimestre était en moyenne de 194 000 équivalents barils par jour avec 67 % de volume liquide. Les impacts de la production comprenaient des temps d'arrêt non exploités et imprévus de 1 900 équivalents barils par jour dans le Golfe et de 1 000 équivalents barils par jour à Terra Nova, au large du Canada, comme ainsi qu'un temps d'arrêt imprévu de 1 500 équivalents barils en raison d'un dysfonctionnement de l'équipement sous-marin sur notre champ Neidermeyer dans le golfe du Mexique.Cela a entraîné un impact de cinq jours sur les trois champs de puits et un puits reste en panne jusqu'à ce que les réparations soient terminées d'ici le deuxième trimestre 2020.
Concernant Terra Nova, nous prévoyions que le champ resterait en panne tout au long de 2020 pour répondre aux mises à jour des équipements de sécurité et terminer les travaux de cale sèche annoncés précédemment.Cela se traduit par un impact d'environ 2 000 barils sur la production offshore canadienne nette pour Murphy pour toute l'année 2020 et de plus de 3 000 équivalents par jour pour le premier trimestre de 2020.
Eagle Ford Shale, la production a été affectée négativement par un équivalent de 3 600 barils par jour au quatrième trimestre, en raison des travaux sur les puits - reconditionnements des puits à haut débit et de Catarina, ainsi que d'un puits de New East Tilden fonctionnant en dessous des puits historiques de Tilden, mais produisant en dessous des prévisions que nous avons utilisées au cours du trimestre.Dans l'ensemble, la production pour l'ensemble de l'année 2019 était en moyenne de 173 000 équivalents par jour, composée à 67 % de liquides, en particulier les volumes de pétrole ont augmenté de 14 % par rapport à l'année complète 2018 pour atteindre plus de 103 000 équivalents par jour, en partie grâce à la vente d'actifs malaisiens de Gassier. un ajout de la production pondérée en pétrole du Golfe du Mexique.
Diapositive 4, notre base de réserves reste importante en 2019 avec l'achat d'actifs du golfe du Mexique partiellement compensé - compensant la vente de propriétés en Malaisie en milieu d'année.Nos réserves prouvées totales à la fin de l'année 2019 étaient de 800 millions d'équivalents par jour avec 57 % de liquides.Et nous maintenons une durée de vie de réserve de près de 12 ans.De plus, nous avons augmenté notre classification de développement prouvé à 57 % des réserves totales, contre 50 % en 2018. Dans l'ensemble, notre taux de remplacement des réserves organiques sur un an était de 172 %, tandis que nos coûts de F&D sur trois ans sont légèrement inférieurs à 13 $ par BOE.
Merci Roger et bonjour à tous.Pour le quatrième trimestre, les résultats de Murphy ont été considérablement affectés par une importante perte hors trésorerie de 133 millions de dollars, évaluée à la valeur de marché, sur nos couvertures pétrolières, qui s'élevait en moyenne à 56,42 dollars sur 45 000 barils par jour cette année.Naturellement, la récente baisse des prix du pétrole au cours des 30 derniers jours a complètement effacé cette perte, et en fait, nous aurions une position positive à la valeur de marché hier à la fermeture des bureaux d'environ 56 millions de dollars ;En grande partie en raison de cette perte, nous avons enregistré une perte nette de 72 millions de dollars pour le quatrième trimestre, soit une perte négative de 0,46 $ par action.
Cependant, après ajustement de cette perte évaluée à la valeur de marché de quelques autres éléments, nous avons gagné 25 millions de dollars de bénéfice ajusté, soit 0,16 $ par action diluée.Le bénéfice ajusté compense non seulement la perte évaluée à la valeur de marché mentionnée ci-dessus, mais également une augmentation hors trésorerie de la valeur de la contrepartie conditionnelle et une perte due à l'extinction anticipée de la dette, qui totalisaient toutes trois environ 138 millions de dollars. après impôts.
Diapositive 6, un élément clé de la stratégie de Murphy consiste à fonctionner dans les limites des flux de trésorerie, les liquidités excédentaires étant restituées aux actionnaires via notre dividende trimestriel.Comme vous pouvez le voir sur la diapositive, nous avons de nouveau atteint un flux de trésorerie positif pour l'ensemble de l'année 2019, malgré les transactions importantes réalisées plus tôt dans l'année.Pour le quatrième trimestre, les flux de trésorerie d'exploitation ont totalisé 336 millions de dollars, tandis que les ajouts de propriétés et les coûts de trous secs se sont élevés à 335 millions de dollars, ce qui a généré un flux de trésorerie disponible positif de 1 million de dollars.Je noterai que cela est après avoir pris en compte une modification du fonds de roulement qui a entraîné une diminution des liquidités provenant de l'exploitation de 57 millions de dollars.
Au cours de l'exercice 2019, au total, 1,5 milliard de dollars de flux de trésorerie provenant de l'exploitation ont financé 1,3 milliard de dollars d'ajouts de propriétés, atteignant ainsi environ 145 millions de dollars de flux de trésorerie disponible total pour la période de 12 mois.Comme annoncé lors de notre appel au troisième trimestre, nous avons finalisé le programme de rachat d'actions de 500 millions de dollars en octobre 2019. Au cours du trimestre également, nous avons prolongé notre profil d'échéance de dette avec l'émission de 550 millions de dollars de billets de premier rang à 5,875 % échéant en 2027 et utilisé le produit pour l'appel d'offres. et racheter un total de 521 millions de dollars de billets de premier rang échéant en 2022. Notre solidité financière et notre bilan stable sont également illustrés par notre ratio dette nette/EBITDAX ajusté annualisé de 1,5 fois à la fin du quatrième trimestre.
Diapositive 7, La stratégie de Murphy consistant à se concentrer sur les actifs pondérés en pétrole à forte marge continue de porter ses fruits : 95 % de nos volumes de pétrole ont de nouveau été vendus à un prix supérieur à celui du WTI pour le trimestre, même avec un resserrement des écarts entre les marchés de la côte du Golfe.Nos principaux actifs Eagle Ford Shale et offshore nord-américains continuent de générer de solides résultats avec un EBITDA par BOE au niveau du champ de 31 $ et 30 $ par baril au cours du trimestre, respectivement.Il s’agit clairement d’actifs de premier ordre qui continuent de générer notre solide flux de trésorerie année après année.
Diapositive 8, un principe clé de la stratégie de Murphy est le retour continu de liquidités aux actionnaires par le biais de notre dividende trimestriel de longue date, ainsi que de programmes stratégiques de rachat d'actions tels que le programme de 500 millions de dollars exécuté l'année dernière.Cela ne peut être accompli qu’en générant des flux de trésorerie disponibles, ce que nous faisons année après année.Au total, Murphy a restitué près de 4 milliards de dollars de liquidités à ses actionnaires depuis 2012 sous forme de dividendes et de rachats d'actions, sans émission d'actions.
Merci, David.Diapositive 9 Alors que nous entamons notre 70e année en tant qu'entité constituée, nous sommes très fiers de notre gouvernance interne stricte, qui soutient nos opérations dans une stabilité financière globale.Les membres de notre conseil d'administration ont une expérience considérable dans l'industrie, en particulier avec les opérations en matière de HSE et, grâce à leurs conseils et à leur soutien, Murphy élabore continuellement des réponses aux problèmes de sécurité environnementale, notamment en créant un comité HSE dès 1994, en créant des objectifs de rémunération du plan d'intéressement annuel liés à l'environnement et performance en matière de sécurité il y a plusieurs années et la publication de notre premier rapport de développement durable en 2019. Murphy est reconnu par ISS comme l'un des scores gouvernementaux les plus élevés et se classe 75 % au-dessus de la moyenne de ses pairs.
Sur la diapositive 10, notre conseil d'administration au sein du comité HSE ainsi que la direction de l'entreprise restent concentrés sur le changement climatique, la sécurité et d'autres effets opérationnels sur l'environnement, est un fier membre du partenariat environnemental. Murphy surveille et suit une variété de taux de déversements instantanés avec objectifs internes, dont certains sont liés à la rémunération.Les équipes sont encouragées à réfléchir au-delà du possible en proposant nos accords pour des opérations durables telles que le recyclage de 100 % de notre eau produite à notre actif de Tupper Montney, en testant l'évolutivité de la réduction significative des émissions de gaz à effet de serre, à long terme avec des pompes de fracturation alimentées au gaz naturel dans l'ensemble de nos activités. portefeuille terrestre.Avec notre nouveau portefeuille, nous prévoyons une réduction de 50 % des émissions de 2018 à 2020.
Passons maintenant à la diapositive 12, les schistes d'Eagle Ford.Avec l'ajout de 18 puits mis en service au début du quatrième trimestre, la production était en moyenne de 50 000 équivalents barils avec 77 % de pétrole, ce niveau de production représente une augmentation de plus de 23 % par rapport au quatrième trimestre 2018.Cependant, étant donné qu'aucune activité n'a eu lieu au cours des deux derniers mois de l'année, la production devrait diminuer au premier trimestre, car de nouveaux puits n'auront pas été mis en ligne avant plus de 100 jours.Le programme 2019 de 91 puits offre à notre équipe terrestre une vaste piste pour améliorer l'efficacité du forage et de la complétion, l'emplacement des puits de raffinage, le calendrier des plates-formes et l'ajustement des méthodes de complétion.En conséquence, notre coût moyen s'est amélioré à moins de 6 millions de dollars par puits.Parallèlement à cela, notre performance moyenne en EUR continue de s'améliorer en plus du resserrement global de la fourchette inter-quartile considérablement depuis 2016.
Diapositive 13, depuis l'acquisition du permis Kaybob Duvernay en 2016, nous avons maintenant plus de 80 puits en exploitation sur l'ensemble de l'actif, la production est restée essentiellement stable au quatrième trimestre à 9 000 équivalents par jour avec 55 % de pétrole.Pour l'année, la performance des puits a dépassé les attentes d'environ 20 %, nous avons réalisé plusieurs réalisations opérationnelles dans la région, avec le forage et l'achèvement de notre puits le moins coûteux à moins de 6,3 millions de dollars, le forage du puits le plus rapide à ce jour en 12 jours et le forage du le latéral le plus long à ce jour à plus de 13 600 pieds.Dans le cadre de notre processus d'amélioration continue, Murphy a commencé à utiliser le bicarburant pour réduire ses émissions de gaz à effet de serre et ses coûts de diesel à Kaybob Duvernay, ce qui a déjà permis une réduction de 30 % des émissions dans cette région.
Diapositive 14, notre actif Tupper Montney a produit 260 millions de pieds cubes par jour au cours du trimestre.Nous sommes enthousiasmés par les résultats de nos puits en 2019, car ils suivent une tendance et s'alignent sur des courbes de type 24 Gpi3, une augmentation par rapport à la tendance précédente de 18 Gpi3 en 2018. Dans l'ensemble, nous avons généré un flux de trésorerie disponible positif en 2019 avec un prix réalisé moyen. de 2,15 CAD par Mcf.
Diapositive 16 dans notre activité Golfe du Mexique Murphy travaille désormais sur ce portefeuille nouvellement élargi du Golfe du Mexique depuis six mois et au quatrième trimestre, cette activité a généré 82 000 équivalents par jour à 85 % de liquides.Tout au long du trimestre, nous avons mis trois puits en service après avoir terminé les activités de raccordement et de reconditionnement.De plus, comme je l'ai mentionné plus tôt, nous avons signé un protocole d'accord concernant le système de production flottant de King's Quay.
Diapositive 17, nos projets avancent comme prévu dans le Golfe, nous disposons actuellement d'une plateforme de forage pour un programme de trois puits à Front Runner ainsi que d'un navire de forage effectuant deux reconditionnements sous-marins consécutifs, dans le premier type de 2020. Alors que nous détaillerons ces projets ainsi que d’autres répertoriés dans la diapositive, nous mettrons en ligne des volumes supplémentaires pour maintenir notre taux de production à long terme, comme indiqué précédemment.Nos grands projets à long terme à Khaleesi/Mormont et Samurai progressent également bien avec des contrats d'ingénierie et de construction sous-marines récemment attribués dans des limites budgétaires.
Diapositive 19, pour le premier trimestre 2020, nous prévoyons une production de 181 000 à 193 000 équivalents par jour, ce qui tient compte des baisses naturelles et des temps d'arrêt planifiés, dont plus de 3 000 équivalents par jour associés au maintien hors ligne de Terra Nova.Une production de 190 000 à 202 000 à 60 % du pétrole est prévue pour l'ensemble de l'année 2020 sur la base d'un plan d'investissement de 1,4 à 1,5 milliard de dollars.De ce montant, environ 1,2 milliard de dollars de notre budget sont alloués à nos actifs dans les schistes d'Eagle Ford et au large.
Et en élaborant notre programme d'investissement annuel, notre objectif principal est de générer un flux de trésorerie excédentaire pour couvrir notre dividende. Alors que nous avons acquis de nouveaux actifs dans le Golfe en 2019, il y a un projet concernant l'inondation de Saint-Malo, le capital requis à court terme avec augmentation de la production attendue dans trois ans.Ce projet a eu un impact sur notre allocation de capital pour 2020, car notre engagement en faveur de la parité des investissements en flux de trésorerie nous a conduit à ajuster notre plan pour garantir la protection des flux de trésorerie.Cela nous permet de maintenir notre dividende de longue date et de maintenir un ratio dette nette/EBITDA d’environ 1,5 fois.
Diapositive 20, comme nous en avons discuté au cours des trimestres précédents, notre plan quinquennal pour le golfe du Mexique atteint une production moyenne d'environ 85 000 équivalents.Pour 2020, nos investissements totaux de 440 millions de dollars génèrent une production moyenne sur l'ensemble de l'année de 86 000 équivalents par jour avec six puits exploités et cinq puits non exploités mis en service tout au long de l'année.Le plan du projet 2020 est une combinaison de plates-formes, de reconditionnements et d'attaches, comme détaillé dans la diapositive précédente.Au total, ils généreront environ 1 milliard de dollars de flux de trésorerie d'exploitation cette année.
Diapositive 21, sur la base du point médian de nos prévisions d'investissement, notre budget terrestre devrait s'élever à 855 millions de dollars, dont environ 80 % seront alloués aux schistes d'Eagle Ford.Nous sommes ravis de poursuivre notre programme plus robuste en 2020 après avoir considérablement réduit nos dépenses au cours des dernières années, tout en maintenant notre approche disciplinée en matière d'allocation du capital.Les 97 puits exploités mis en service cette année étaient principalement concentrés dans nos régions de Karnes et Catarina.En outre, nous avons une participation directe moyenne de 24 % et 59 puits bruts non exploités devraient être mis en service tout au long de l'année, principalement dans le comté de Karnes.
Au cours de l'année 2020, notre production de schiste Eagle Ford a augmenté régulièrement comme prévu, atteignant la moyenne du quatrième trimestre de plus de 60 000 équivalents par jour.Cette croissance significative pondérée par le pétrole nous ramène à un niveau que nous n’avons pas connu depuis plusieurs années.À Kaybob Duvernay, nous prévoyons dépenser 125 millions de dollars pour mettre en service 16 puits exploités alors que nous réalisons nos travaux de forage au début de l'année.Le Kaybob Duvernay affiche des performances extraordinaires dans tous les domaines, avec des résultats exceptionnels en matière d'efficacité de forage et de complétion.
Dans notre prolifique Tupper Montney, nous allouons 35 millions de dollars pour mettre en ligne cinq puits à ce niveau de dépenses en capital, ces puits génèrent des liquidités gratuites à environ 1,60 CAD au prix AECO.Les dépenses limitées au sein des flux de trésorerie disponibles dans cette importante ressource sont bien placées dans notre portefeuille dans le cadre des besoins mondiaux en gaz naturel en remplacement du charbon à long terme et pour un avenir à plus faible émission de carbone.
Diapositive 22, notre programme 2020 s'inscrit parfaitement dans nos objectifs d'exploration à long terme, nous prévoyons de dépenser environ 100 millions de dollars et de forer quatre puits, ce qui nous permettra de cibler plus de 500 millions de dollars d'équivalents barils de ressources.Du côté américain du Golfe, nous détenons une participation directe non opérationnelle de 12 % dans le puits du mont Ouray.Cette perspective devrait se concrétiser à la fin du deuxième trimestre.Nous sommes très enthousiasmés par notre programme à deux puits au Mexique ;Tout d'abord, nous prévoyons de créer un puits d'évaluation de Cholula, suivi d'un nouveau prospect ciblant le tout premier puits sous-salifère au Mexique appelé Batopilas.Les deux puits sont stratégiques dans nos projets futurs et de loin au Mexique.Au Brésil, nous continuons de développer plusieurs prospects, ainsi que d'usiner et de planifier des puits.Notre partenaire prévoit de forer le premier puits début 2021.
Diapositive 23, si vous examinez nos projets au cours des prochaines années, je pense que nous serons en mesure de générer environ 1,4 milliard de dollars de liquidités disponibles après notre dividende, tout en fournissant environ 5 % de CAGAR de production, tout en maintenant une pondération pétrolière de 60 %.Nous y parviendrons en allouant en moyenne environ 1,3 milliard de dollars de capital par an, ces 1,4 % à 1,5 % étant programmés en 2020, ce qui devrait être l'année de dépenses en capital la plus élevée.Au cours des cinq prochaines années, notre actif du golfe du Mexique maintiendra une production annuelle moyenne d'environ 85 000 équivalents par jour, et Eagle Ford Shale devrait actuellement avoir une production de 10 à 12 % de CAGAR.Comme nous avions prévu nos dépenses annuelles de 100 millions de dollars en capital et en exploration, ce qui nous permet de forer trois à cinq puits par an.Je suis sûr que vous conviendrez qu'il s'agit d'un programme pluriannuel significatif.
Diapositive 24, alors que nous entamons notre 70e anniversaire en tant que société, Murphy Oil est bien positionnée pour l'avenir après avoir connu une autre année de rendement total pour les actionnaires dans le premier quartile. Par rapport à notre groupe de référence, nous avons atteint le 95 centile en termes de rendement total pour les actionnaires. au cours des trois dernières années.Notre portefeuille récemment transformé, doté d'un potentiel d'exploration positif, a une capacité continue à générer des flux de trésorerie disponibles supérieurs à notre rendement en dividendes compétitif.
En conclusion, je pense que nous avons réussi un changement monumental en transformant Murphy en une société axée sur le pétrole de l’hémisphère occidental.Cela nous positionne pour une création de valeur à long terme.Je suis particulièrement fier d'être l'une des sociétés sélectionnées pour générer des flux de trésorerie disponibles et reverser des dividendes – des dividendes importants pour nos actionnaires aujourd'hui.Et nous avons la capacité unique de créer un potentiel de croissance pour nos actionnaires grâce à des programmes d'exploration stratégiques continus.Nous allouons des capitaux à nos actifs pondérés en pétrole à marge élevée afin de générer une croissance rentable, et nous faisons tout cela tout en gardant un œil attentif sur les moyens de continuer à fonctionner de manière durable à l'avenir.
Merci.Mesdames et Messieurs, nous allons maintenant commencer la séance de questions et réponses.[Instructions de l'opérateur] La première question est de Brian Singer de Goldman Sachs.S'il vous plaît, allez-y.
Ma première question concerne les schistes d'Eagle Ford, que vous avez soulignés dans l'une des diapositives, la diapositive 12, pensez-vous - ou avez-vous constaté des EUR plus élevés provenant des puits forés en 2019. Et je me demandais si vous pouviez parler de ce que votre les attentes se situent en 2020 par rapport à 2019 du point de vue total du pétrole en EUR.Selon vous, quels sont les risques à la hausse par rapport aux risques à la baisse pour atteindre le chemin de croissance qui pousserait la production à 60 000 BEP par jour au quatrième trimestre ?
Eh bien Brian, nous verrons notre poursuite, je ne suis pas sûr, sur la même trajectoire que nous avons eue dans le passé, nous voyons que cela s'améliore légèrement grâce à la technologie de fracturation et aux grandes améliorations apportées par notre équipe.De plus, cette année, le programme est totalement différent de celui de l'année dernière, plus concentré sur Karnes et Catarina et moins sur la région de Tilden où nous avons eu quelques problèmes au quatrième trimestre.Mais la région de Tilden n'a rien de mal à cela, l'idée était que ces puits de Tilden fonctionnaient bien au-dessus de l'EUR que nous avons dans nos réserves prouvées non développées, puis dans notre plan à long terme, et nous maintenons ce niveau et puis c'est parti. revenir au niveau que nous aurions dans le plan à long terme sur un nombre très limité de puits au quatrième trimestre.
Le problème de l'allocation du capital concerne un nouveau très grand partenaire, BPX, qui fore activement après son achat de BHP dans la région de Karnes avec de très belles avancées - des puits inférieurs de Eagle Ford Shale et de très beaux puits d'Austin Chalk.Ils remplacent donc notre allocation de capital habituelle à Tilden et nous forons davantage de carottes cette année et un profil de risque totalement différent de celui des années précédentes à Tilden où nous n'avons pas foré depuis plusieurs années.Nous sommes donc confiants d'y parvenir en raison de l'importance de notre programme non exploité et d'un très important programme non exploité au quatrième trimestre au cours duquel cette année, nous avons eu des dépenses très limitées au cours des deux derniers mois et possédons aujourd'hui chez Eagle Ford. , Brian.
Super.Merci.Ensuite, il y a quelques questions sur l’offshore.Pouvez-vous parler de la tendance que vous observez du côté des coûts et des risques à la hausse par rapport aux risques à la baisse ?Et puis, réalisez séparément que les temps d'arrêt et la volatilité sont la partie normale de l'exploitation n'importe où, en particulier dans le secteur offshore, mais pouvez-vous parler de la façon dont vous risquez les temps d'arrêt dans les prévisions pour 2020, compte tenu de ce que nous avons vu ici récemment ?
Eh bien, en ce qui concerne le centre-ville, il existe deux types de temps d'arrêt dans un environnement offshore : il y a les temps d'arrêt associés à des avancées imprévues qui vous arrivent de temps en temps.Nous avons généralement et avons cette année une allocation de 5 % dans nos courbes de production pour les temps d'arrêt imprévus ou pour le temps d'arrêt total de notre entreprise.En fait, en 2020, nous avons moins de temps d'arrêt planifiés et une allocation plus importante que les années précédentes de temps d'arrêt imprévus.Eh bien, c'est difficile à prévoir à l'occasion, Brian sont des situations mécaniques qui se produisent, comme un dysfonctionnement sous-marin de ces nouveaux actifs, comme je l'ai dit plus tôt aujourd'hui, nous possédons ces actifs depuis six mois et l'appareil est tombé en panne, si vous voulez, ou un l'énergie ombilicale et la ligne de transport hydraulique et nous avons dû les enrouler et les réparer, celles-ci sont difficiles à placer à ce niveau et sont très rares.
Mais du point de vue global du centre-ville, nous avons établi une référence et c'est ce que nous faisons habituellement et ce que nous voyons habituellement en dehors des événements ponctuels.Et à mesure que nous comprenons mieux le système sous-marin, nous pensons que nous disposons de cela à l’heure actuelle et que nous pouvons le prédire avec confiance.De plus, à l'intérieur de ce temps d'arrêt, 5 % est une bonne partie pour l'année, Brian sur une période de 365 jours a été inclus - excusez-moi, sept jours de production nulle dans le Golfe pour l'ouragan, généralement nos barils dans le Golfe ne sont jamais complètement éteints, Je ne me souviens pas d'une époque où l'ensemble du Golfe était hors production, car nous avons différents systèmes de pipelines dans différentes zones d'exploitation.Et je pense que c’est aussi un risque à juste titre.
Et d'autres risques que nous avons ajoutés à cela, aussi importants que si votre compteur de barils était l'actif Terra Nova était censé produire jusqu'en mai et entrer en cale sèche pendant six mois et revenir en octobre et en raison de la situation inconnue là-bas, nous je suis allé de l'avant et j'ai mis cela à zéro.Cela aurait donc modifié nos discussions antérieures sur la production, en tant que nouvelles informations, si cela ne s'était produit que le 19 décembre.Je pense donc que nous avons bien compris, vous pouvez baisser zéro, Brian.Et puis nous avons mis cela en place et nous gérons nos temps d'arrêt avec beaucoup de données dans le Golfe et une longue expérience et maintenant six mois d'apprentissage des nouveaux systèmes sous-marins que nous avons achetés et nous nous sentons à l'aise avec ce que nous avons.
En ce qui concerne les coûts, Brian.Il y aura une augmentation des tarifs journaliers sur le long terme.Nous avons cela prévu dans nos plans.Je n’aime vraiment pas discuter des tarifs que nous avons sur différentes plates-formes.Mais bien sûr, cela augmentera cela, nous devrons augmenter, je pense, pour les fournisseurs de ce service, nous constatons un budget inférieur pour les équipements sous-marins et les installations sous-marines, ce qui permet de surmonter la majeure partie de cela et nous continuons à avoir une efficacité incroyable sur les grands navires de forage qui dépassent dans tout problème réel concernant une augmentation du taux journalier car il s'agit de jours sur place en fin de journée, et le type de travail que nous avons à Khaleesi / Mormont est juste mis en place pour ces plates-formes à double activité impliquant , complétion et forage simultanément - opérations simultanées, et je ne suis pas préoccupé par les coûts dans aucune de nos activités pour le moment.Comme je vois que l’efficacité absorbe l’augmentation du tarif journalier, et actuellement, lorsque nous soumissionnons pour d’autres équipements, celui-ci diminue dans nos activités offshore.
Oui, Roger.Je me demandais si vous pouviez -- oui, bonjour, monsieur.Je me demandais si vous pouviez nous expliquer la structure générale de la monétisation de King's Quay.Vous avez un très bon bilan solide.Je me demandais pourquoi il s’agissait d’un objectif stratégique important à atteindre.Et peut-être nous aider avec à quoi pourraient ressembler les termes ?
Je considérerais que notre situation stratégique la plus solide que nous ayons connue était simplement une capacité, vous savez, à se concentrer sur la parité des investissements en flux de trésorerie.Une chose à savoir sur ce type de situations à mi-parcours, toute la Malaisie a été réalisée de cette manière.Toutes les installations de Thunder Hawk dans le Golfe ont été réalisées de cette façon.Toutes nos activités sont réalisées par une entreprise intermédiaire majeure appartenant à quelqu'un d'autre.Nous fonctionnons de cette façon depuis très longtemps et ce n'est que la continuation de ce plan.
Nous ne pouvons pas divulguer les tarifs que nous payons dans cette installation. Je considérerais qu'il s'agit d'un très bon tarif intermédiaire, si vous voulez, en tenant compte du fait que notre bilan, comme vous l'avez évoqué, fait baisser ce tarif, car nous avons différents Les risques de crédit et d'autres personnes peuvent participer à cette activité, il s'agit désormais de l'inondation de Saint-Malo dans notre allocation de capital, ce qui est un projet important à long terme, qui fonctionne très bien.Et que ferions-nous au cours des trois prochaines années avec ces 300 millions de dollars de capital et maintiendrions le CAGAR et la croissance que nous avions et que nous cherchions encore financièrement - une aide financière sur cette partie particulière du projet.
Le projet représente encore une quantité importante de capital pour nous et que nous avons décidé d'en devenir propriétaires et de le mettre en place financièrement, si vous voulez, et je suis très heureux du droit que nous avons naturellement, je ne peux pas le divulguer car cela indiquerait ce que je paierai à mi-parcours à l'avenir ou si un partenaire le souhaite également.Mais les dépenses d'exploitation globales de notre entreprise, lorsque cela sera mis en service, nous resterons un acteur de neuf ou moins de neuf ans et je pense que, d'un point de vue global, cela ne se verra pas dans les finances.Et je dirais également que les flux de trésorerie dans ce volet de notre plan à long terme sont probablement supérieurs au taux dont nous disposons.Donc je suis à l'aise avec tout ça, Arun.
D'accord.Et mon suivi, Roger, concerne le modèle. Je me demandais si vous pouviez nous aider à réfléchir à l'impact de l'activité de reconditionnement plus élevée dans le golfe du Mexique et potentiellement de l'Eagle Ford sur vos prévisions de LOE pour 2020 ?Je me demandais si vous pouviez également faire part de vos réflexions sur le point mort du prix du pétrole en 2020 pour couvrir les investissements ainsi que le dividende ?
D'accord.Du point de vue des dépenses d'exploitation, je prévois que nos dépenses d'exploitation seront à peu près les mêmes cette année, car nous avons effectué un reconditionnement.Nos dépenses d'exploitation au quatrième trimestre étaient de près de 3 $, affectées par un seul reconditionnement que nous avons effectué en termes de dépenses d'exploitation sur notre puits Chinook, bien sûr, ce puits a été mis en service à un débit équivalent à 13 000 barils par jour, presque entièrement du pétrole.Et je prévois que les reconditionnements que nous avons ici, nous avons un intérêt direct plus faible dans l'un des reconditionnements, et je ne pense pas que cela soit un facteur majeur dans la différenciation de nos opérations totales pour l'année, mais vous pourriez avoir des augmentations trimestrielles à mesure que ces puits sont généralement effectués environ un mois ou deux après le travail. 45 jours sont assez typiques.Cela pourrait donc représenter un rebond au cours du trimestre, mais dans l’ensemble, nos dépenses d’exploitation pour l’année en tant qu’entreprise totale et nos activités dans le Golfe du Mexique devraient être soutenues.
D’un point de vue, vous prenez le point médian de nos prévisions d’investissement, ce qui est bien sûr notre objectif.Et également l'année dernière, nous avons atteint cet objectif et nous sommes en dessous de cet objectif en termes de dépenses de trésorerie dans le tableau des flux de trésorerie, et je vais seulement - nous avons atteint cet objectif sur la base de la comptabilité d'exercice, ce qui n'est pas complet. En ce moment, bien sûr, notre objectif n'est pas d'utiliser un niveau supérieur, car nous disposons d'une fourchette pour les événements qui pourraient avoir lieu, et maintenant, le prix du pétrole ne peut clairement pas dépasser le point médian.Si nous regardons la bande aujourd'hui avec les récents impacts du virus sur les prix du pétrole, nous aurions probablement besoin de 55 $, il n'y a pas de problème, mais si vous regardiez la bande actuelle, nous devrons probablement aller dans le bas de nos prévisions d'investissement de 1,4 milliard de dollars jusqu'au point médian de 1,45 $ et placez-vous au milieu afin de parvenir à couvrir le dividende.
Et lorsque nous faisons cela, nous disposons de certaines opportunités qui ne devraient pas avoir d’impact sur la production quant au calendrier dans diverses parties de l’entreprise qui ont préféré divulguer plus tard.Mais notre objectif est de le couvrir ;notre objectif est de le réduire si nécessaire, et soyez-en conscient, bien sûr, notre couverture, comme David l'a mentionné plus tôt, nous aide à cet égard et elle est incluse dans ce que j'ai dit.Donc une moyenne de 55 $ de WTI pour l'année, ce qui, je pense, est toujours tout à fait réalisable.Ce n'est pas du tout un problème.Et dans le monde 53, vous ne parlez que de 20 ou 30 millions de dollars d’investissements pour gérer cela, Arun.
Hé, bonjour.Je voulais faire un petit suivi sur Eagle Ford ici, j'ai certainement remarqué que vous avez eu des temps d'arrêt pour travaux au quatrième trimestre, en regardant simplement vos prévisions de production Eagle Ford pour le premier trimestre, elles semblent être en baisse d'environ 15 % par rapport au 4ème trimestre.Je sais que vous avez beaucoup parlé de bon timing.Je voulais juste avoir une idée de s'il y a également des remaniements en cours au cours du premier trimestre de 2020, qui ont en quelque sorte un impact sur cette production et ensuite peut-être pourriez-vous parler un peu de cette production, en quelque sorte, de la cadence tout au long. l'année.Je sais que vous avez mentionné les 60 000 au quatrième trimestre, devrions-nous voir une rampe assez régulière au deuxième et au troisième trimestre, alors peut-être aidez-moi un peu sur une partie de la directionnalité de l'Eagle Ford ici ?
Merci.Leo.Ainsi, au quatrième trimestre, nous avons eu un certain impact grâce à davantage de travaux sur des puits à débit plus élevé que d'habitude. Lorsque nous effectuons des travaux de réparation de routine d'ascenseurs artificiels à Eagle Ford, nous avons constaté un niveau d'activité similaire, mais nous avons plus de temps d'arrêt. liés aux puits à débit plus élevé, davantage de puits de 300 à 400 barils par jour, au lieu des puits de 40, 50, 60 barils par jour.C’était donc un peu anormal.Nous avons mis en service de nouveaux puits en septembre à Catarina qui ont connu pas mal de temps d'arrêt et nous sommes allés effectuer des travaux de nettoyage du sable sur ceux-ci. Ces puits sont maintenant tous revenus à des taux de production normaux, sauf un environ.Ainsi, à partir de cette activité de reconditionnement à Catarina, nous constatons probablement un impact persistant d’environ 500 ou 600 barils par jour à l’approche du mois de janvier.Le reste du terrain est en quelque sorte aligné comme d’habitude.
Dans les puits d'East Tilden, dont Roger a souligné qu'ils ont sous-performé nos prévisions, mais ont dépassé les attentes antérieures pour les puits de 2015 et avant.Ces puits ont eu un impact d'un peu plus de 700 barils par jour sur notre trimestre.L’impact de cela au début de 2020 est d’environ 1 000 barils par jour, et cet impact diminuera au cours de l’année.Nous constatons donc un léger excédent en début d’année.Nous nous attendions à un déclin naturel chez Eagle Ford avec la fin de notre cadence de forage, principalement en septembre et en octobre de l'année dernière, notre nouvelle livraison de puits en ligne cette année, notre exécution de notre programme de forage et de complétion se déroule très bien.Nous avons un programme de mise en service de puits qui, au premier trimestre, ressemble à ce à quoi il ressemblait au premier trimestre de 2019. Et puis un peu plus d'attente à la fin du deuxième trimestre pour la mise en service de nos puits Karnes exploités.Il y a donc une montée en puissance des nouveaux puits légèrement plus tardive au deuxième trimestre qu'en 2019. Mais ensuite une forte poussée pour le reste de l'année avec davantage de puits IP plus élevés à Catarina et Karnes contribuant à la fin du deuxième et du troisième trimestre et un forte poussée des puits Karnes non exploités au quatrième trimestre 2020.
D'accord.Couleur très utile.Il semble donc que cela pèse à moitié sur la croissance d’Eagle Ford en 2020 ici.
Il en sera toujours ainsi, Léo.Lorsque vous arrêterez de dépenser à la fin de l’année pour investir dans des capitaux de démarrage, ce qui deviendra une chose courante dans les schistes.Nous ne sommes pas seulement Murphy.C'est plus difficile de procéder ainsi.
Notre programme en 2020 compte 14 puits mis en service très tard à la fin de l'année à Karnes.Nous avons donc une livraison de puits plus régulière en 2020 qu’en 2019. Nous devrions donc terminer l’année sur une note élevée plutôt que sur une tendance à la baisse avec un déclin naturel.Donc un look un peu différent cette année de notre programme.
D'accord, c'est une bonne couleur, c'est sûr. Et je suppose que je voulais juste faire un petit suivi sur le genre des deux prochaines années en termes de ce que vous pensez des perspectives.Je sais que vous avez dit que 2020 était le plus haut niveau d'investissement, je veux dire, on dirait que cela se produit ici, vous savez, en 2021.Je sais que vous avez parlé des 85 000 BOE par jour dans le golfe du Mexique.Mais en regardant vos diapositives et en voyant certains des calendriers de connexion.Je voulais juste avoir une idée, il semblait qu’il n’y avait pas beaucoup de puits dans le Golfe jusqu’à la fin de l’année 21.Devons-nous donc nous attendre à ce que la production du Golfe diminue un peu en 2021, puis augmente beaucoup en 2022. Khaleesi et Mormont ont-ils quelque chose à dire à ce sujet ?
Cette année, la production serait élevée au cours des deux prochaines années dans le Golfe, mais il n'y aurait pas de baisse significative. Ces puits sont des puits à taux assez élevé lorsque vous les voyez sur ce graphique, qui ne sont pas non plus mis en évidence ici.Les puits non exploités, c'est donc uniquement Kodiak dans lequel nous jouissons d'une importante participation directe, l'un de nos champs les plus rentables avec d'incroyables cadeaux positifs.Très confiant dans la moyenne de ce chiffre, je dirais que le capital nécessaire pour y parvenir est probablement inférieur aux prévisions antérieures.Et nous avons des puits importants à venir ici dans cette liste et également dans les zones non exploitées à Saint-Malo et à Kodiak et à Lucius également.Les non-opérations ne sont donc pas mises en évidence ici, mais nous sommes très confiants quant à notre profil de production à long terme de cet objectif de 85 et à moins d'investissements vers la fin de la période de planification.
Je l'ai compris, d'accord.Donc, oui, il semble qu'il y ait un certain nombre d'autres puits juste sur les diapositives qui vont aider à remblayer une partie de cela.D'accord, c'est logique.
Et ces puits ont une production très élevée, Leo, avec divers intérêts directs, mais ce sont des puits à haut débit dont nous nous occupons ici.
D'accord.Non, c'est utile.Et je suppose que peut-être juste pour finir sur l'exploration.Sur votre diapositive 22, je voulais juste voir si nous obtenions un peu plus de couleur sur certaines de ces perspectives qui se présenteront plus tard dans l'année en termes de ce que vous pensiez potentiellement être à Batopilas ou au puits que vous allez être. devinez les tests effectués au début de 2021 au Brésil, pour essayer simplement d'avoir une idée du type de cibles brutes récupérables dans ces puits ?
Eh bien, je veux dire que nous – divulguer ce genre de choses nécessite de très nombreuses approbations de partenaires et nous n’en avons donc pas ici.Je veux dire, généralement dans le golfe du Mexique, on s'attend à ce que le puits d'exploration représente une opportunité de plus de 75 millions de barils, c'est ce que nous ciblons toujours là-bas.Dans notre région de Cholula au Mexique, nous avons eu une découverte l'année dernière qui a été révélée, et il s'agissait d'un puits en position crestale avec une bonne quantité de pétrole qui est -- avait des points plats si vous voulez, et nous devons retirer de cette structure en un réservoir plus épais dans l'un des puits, qui n'avait pas de niveau d'eau dans la zone, et que nous y avons fait beaucoup de travail sismique et aussi une opportunité très proche avec une réponse sismique idéale à toute la structure du puits de Cholula .Et dans ce genre de zone, à partir de ce puits et de l'opportunité à proximité qui lui est identique, de même profondeur d'âge à côté, si vous voulez, ce sont des choses de type 100 millions de barils que nous réduisons les risques dans cette zone assez vaste.
Nous avons donc deux entreprises au Mexique à l'heure actuelle, l'une est une petite zone de raccordement du Miocène moyen dans la gamme de 100 millions de barils au nord-est de la découverte de Talos que nous pouvons facilement ajouter et compléter de manière très similaire à ce que nous faisons dans le Golfe.Et il y a le puits Batopilas qui a une taille bien supérieure à l'équivalent de 160 millions de dollars et c'est une très grande structure du Miocène sous le sel.Et donc ces opportunités, et bien sûr, notre bassin Sergipe-Alagoas, nous ne divulguons pas la taille de ces opportunités, ce que vous pouvez anticiper quelque chose comme ça avec le partenaire dont nous devons être assez grands.Et j’espère que ceux-ci seront importants et voilà avec les 500 ci-dessus et c’est tout ce que nous pouvons en dire.Encore une fois, un puits typique dans le Golfe 75, nous en touchons une bonne partie, près de 100 et au-delà dans le Golfe -- dans la région du Mexique avec ce type de dépenses très [Indéchiffrables] de puits, de puits de traitement, en fait.Et puis une grande opportunité future pour nous au Brésil et qui nous passionne beaucoup.Mais la divulgation est limitée pour le moment.
Deux questions, je pense que le marché n’apprécie pas pleinement les avantages de Saint-Malo après la période 24.Pouvez-vous simplement, en quelque sorte, parler de l'apparence de la production une fois mise en ligne en 2023, puis de la portée de cette production et de la durée - de la longévité de ces volumes dans le système ?
Bonjour, Gail.Saint-Malo arrive à des sommets de la fin de 23 au début de 24, il ajoute plus de 5 000 barils de production nette par jour à notre portefeuille offshore et ajoute environ 32 millions de barils de réserves, notre part et une VAN importante, une VAN comprise entre 150 et 160 millions de dollars. avec un taux de rendement d'environ 18 à 20 % pour un pétrole fixe de 55 $.C'est donc important et arrive à un bon moment pour notre portefeuille offshore.
Super.Et puis, en 2019, le Golfe du Mexique présentait des différentiels très sains.Pouvez-vous simplement nous donner un peu de couleur sur la façon dont vous percevez les différentiels GOM en 2020 ?
Oui, je pense que la situation différentielle dans le Golfe a été bien meilleure que prévu dans la perspective de l'OMI 2020, ce qui n'a pas vraiment eu d'impact majeur.Les différences sont inférieures à ce qu’elles étaient dans certaines parties de 2019.Aujourd'hui, dans notre activité sur Mars, où nous marquons Mars dans le golfe du Mexique, il s'agirait de tous les actifs que nous avons achetés à Petrobras, ainsi que de nos anciennes Medusa et de nos produits phares.Cela représente environ 36 % de notre production, ces écarts sont clairement supérieurs à 1 $ depuis le début de l'année, l'écart de février et c'est 1,40 $ positif, certains CHOPS ont prévu être inférieurs au dollar négatif, en fait.Et nous pensons que c’est bien mieux que ce que l’on pensait initialement.
Dans HLS dans le Golfe, environ 21 %, il s'agit de bruts à marge très, très élevée autour de notre puits non opérationnel de Kodiak et de toutes nos activités LLOG que nous avons achetées et du champ dalmatien que nous avons et sur lequel nous travaillerons bientôt au quatrième trimestre, là-bas. était positif de 4 $ et maintenant nous sommes clairement dans la fourchette positive de 350, et je me sens bien à ce sujet.Une autre situation intéressante pour nous est Magellan East Houston, MEH qui représente 33 % de nos anciens liquides sortants, l'entreprise d'Eric à Eagle Ford.Et ces deux-là représentaient environ 3,40 $ ou 3,40 $ positifs pour le WTI sur la base sur laquelle nous marquons l'équipage.Donc, dans l’ensemble, nous devons encore être positionnés, et je crois que si l’on considère le transport, le prix réalisé par notre entreprise et l’emplacement de nos barils.Nous serons toujours positifs envers presque tous nos pairs, car la nature unique de l'endroit où nous vendons ces barils et très heureux des accords que nous avons conclus, nous pensons que c'est un avantage concurrentiel. C'est pourquoi nous avons ajouté nos activités dans le Golfe et alloué plus de capital. à notre entreprise Eagle Ford.Si vous avez des prix plus élevés, vous aurez toujours un avantage.
Merci.[Instructions de l'opérateur] Et la question suivante est de Paul Cheng de la Banque Scotia.S'il vous plaît, allez-y.
Si vous devez ajuster les dépenses d’investissement, devrions-nous supposer que cela concerne uniquement Eagle Ford ou que vous procéderez également à des ajustements dans d’autres domaines ?
Non, car encore une fois, je préférerais ne pas le divulguer pour le moment.Nous avons des paiements d'approbation de plans de développement de champs au Vietnam qui font partie de notre plan, qui, si vous franchissez cette étape, peuvent être retardés, et nous constatons des coûts différents et des activités d'exploration à la fin de l'année.Nous essayons de réaliser ces réductions naturellement en n'ajustant pas notre allocation de capital à rendement très élevé aux reconditionnements et aux attaches dans le Golfe, ni en modifiant notre calendrier de forage dans l'Eagle Ford pour le moment.Je suis convaincu que nous pouvons le faire et nous le ferons, si nous avons besoin de le faire, nous le ferons.
Bon.Et au Brésil, avez-vous déjà identifié le puits que vous allez forer l’année prochaine – au début de l’année prochaine ?
Nous en avons une bonne idée – nous en avons une bonne idée bien sûr, mais nous avons là-bas affaire à un partenaire important.Et je pense que vous pourriez revenir en arrière et surveiller leur divulgation sur un autre très grand projet au fil du temps, et vous vous attendriez à une divulgation similaire ici également.
D'accord.Vous n’avez donc pas été en mesure de nous donner – peut-être un objectif de forage maximal ou quoi que ce soit à ce stade ?
D'accord.Et quand tu dis début de l’année prochaine.Parlons-nous du début du premier trimestre ?Quoi...
Oui.Le plan de forage là-bas dépend des permis et du calendrier de nos partenaires, impliquant ainsi certains autres blocs dont ils disposent.Et je prévois que ce sera au début de 21 à cette époque.Oui Monsieur.
D'accord.Et c'est peut-être parce que je l'ai raté.Je me demande quand vous dites qu'aucun puits ne sera mis en service à Eagle Ford au cours des 100 prochains jours ?
Non, non, non, ça date du moment où on a fait un puits début octobre et on va avoir des puits qui coulent samedi.Donc ça fait longtemps.
Cette allocation de capital de notre programme de schiste chargé en amont a un impact et nous avons surestimé la production au-dessus de notre euro habituel, nous avons été brûlés pour cela au quatrième trimestre.Nous avons maintenant ce problème en plus d’un projet initial planifié à long terme.Nous y avons foré avec trois appareils de forage dès la fin de l'année.Et nous apportons ici une importante plate-forme de 10 puits assez rapidement et nous sommes satisfaits de nos conseils et de ce que nous faisons là-bas.
Nous le sommes, Paul.Nous commençons cela -- nous commençons samedi matin.Cela fait un moment, ce que j'essaie de dire, c'est que c'est difficile dans une zone de schiste et vous trouverez cela rare de ne pas construire un puits en 100 jours et mais nous continuons à cliquer et à ajouter des puits tout au long du trimestre. et nous avons une cadence importante de construction de puits, comme Erik l'a décrit plus tôt dans l'appel.
D'accord, et dernière question de ma part, pouvez-vous nous en dire : quelle est la performance d'East Tilden au quatrième trimestre dont vous parlez ?Et quelles étaient les prévisions d’entreprise que vous utilisez ?Et avez-vous déjà ajusté ces prévisions ou pensez-vous que le puits East Tilden au quatrième trimestre était une anomalie et que vos prévisions d'investissement sont toujours OK.
Bien sûr, Paul.Ainsi, les puits d’East Tilden, nous avons mis ces puits en ligne, leurs IP30 étaient fondamentalement conformes à nos prévisions.Ce n'est pas le chiffre exact, mais quelque part autour de 800 BOE par jour en moyenne pour les huit puits.Ils semblent donc très bons pendant environ 30 jours, après quoi nous avons commencé à constater une baisse plus prononcée.Ainsi, comme je l'ai mentionné, à l'approche du mois de janvier, l'écart entre nos prévisions précédentes et les performances de production actuelles pour le total des huit puits était d'environ 1 000 BOE par jour, et nous nous attendons à ce que cet écart soit présent, mais il diminuera à travers l'année, à mesure que les attentes diminuent comme le font toujours les puits.
Merci d'avoir répondu à la question.L’un des points que vous avez soulignés dans votre introduction est que vous avez remodelé la base d’actifs pour en faire un jeu pur pour l’hémisphère occidental.Mais vous avez toujours l’exploration du Vietnam et j’ai l’impression que c’est un peu une réflexion après coup à ce stade.Je suis donc curieux de savoir quelle est la logique pour conserver ces actifs ?
Il y a un potentiel de hausse significatif dans ces actifs.Nous y avons une découverte importante que nous allons mettre en ligne, nous faisons actuellement du flux, et nous aurons l'approbation du plan de développement du champ par le gouvernement -- le gouvernement là-bas a été si lent.Et nous – avec notre allocation de capital, ne les avons pas précipités si vous voulez.C'est une situation tout à fait unique.Nous venons d'ajouter un autre bloc avec un engagement d'un puits, nous avons une série de prospects à faible risque forés par des jack-ups et nous permettant tout type de hausse, mais à ce moment particulier avec l'allocation de capital d'avoir un CAGAR limité et gratuit flux de trésorerie et bâtir une entreprise avec un flux de trésorerie disponible important.Cela a été ralenti pour notre activité au cours des deux premières années, mais nous y forerons certainement l'année prochaine, et c'est pour nous un dormeur qui est important et nous permet tout type de flexibilité impliquant différentes parties de notre activité à l'avenir.
Ainsi, comme le Vietnam, nous avons une position tout à fait unique, une position d’entrée très peu coûteuse, une très belle découverte là-bas, il y aura – étant inclus dans notre plan à long terme, cela fait partie de ce que nous avons divulgué ici et nous sommes très enthousiastes à ce sujet.C'est juste que nous ne sommes pas une grande capitale cette année pour toutes ces raisons que nous lisons tous les jours.
D'accord, encore une question d'exploration, si je me souviens bien, je pense que c'était il y a cinq ou six ans que vous avez fait des efforts pour faire des forages au Suriname, l'un des premiers, je pense, à faire cela au niveau international.Et puis cela a fait long feu, maintenant, bien sûr, nous voyons les gros titres du Suriname apparemment quotidiennement.Je suis curieux de savoir si vous souhaitez revisiter les opportunités dans cette géographie émergente ?
Nous sommes intéressés par toutes les opportunités dans l'hémisphère sur lequel nous nous concentrons, à savoir l'Amérique du Sud, le golfe du Mexique proprement dit et le Mexique au large, où nous détenons un bloc important, et nous avons récemment ajouté au Brésil un autre segment dans le bassin de Portiguar.Ces puits que nous forions il y a tant d'années, nous sommes dans un jeu totalement différent, à une époque totalement différente.Comme vous le savez, nous avons mené une exploration mondiale, mais nous essayons de nous concentrer sur plus d'informations et davantage sur les données et uniquement sur les bassins dans lesquels nous travaillons.Ce n'est pas parce que nous n'avons pas participé que nous n'avons pas regardé là-bas et que le prix du poker était supérieur à ce que nous voulions faire.Et parfois, dans un pays comme celui-là, cela semble simple, mais quand vous voyez les différents accords que vous avez conclus, regarder la journée de quelqu'un vous limitera beaucoup dans une perspective de développement commercial à l'avenir.Et dans certains de ces endroits, nous ne sommes pas en mesure de conclure un accord dans lequel nous préférerions travailler. Nous regardons donc dans cette région, nous ne sommes pas opposés à y travailler, mais nous n'avons pas trouvé d'opportunité à laquelle nous aimerions participer. et où nous pouvons ajouter une valeur actionnariale significative.
D'accord.Nous n'avons plus de questions aujourd'hui et cela mettra fin à notre appel aujourd'hui.Nous apprécions tout le monde pour votre écoute et nous vous reverrons lors de notre prochain résultat trimestriel.Merci beaucoup.
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Heure de publication : 24 février 2020