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Buongiorno, signore e signori, e benvenuti alla teleconferenza sugli utili del quarto trimestre 2019 della Murphy Oil Corporation.[Istruzioni per l'operatore]
Vorrei ora affidare la conferenza a Kelly Whitley, vicepresidente, relazioni con gli investitori e comunicazione.Per favore prosegui.
Buongiorno e grazie a tutti per esservi uniti a noi oggi nella nostra chiamata sugli utili del quarto trimestre.Con me ci sono Roger Jenkins, Presidente e Amministratore delegato;David Looney, vicepresidente esecutivo e direttore finanziario;Mike McFadyen, vicepresidente esecutivo, offshore;ed Eric Hambly, Vicepresidente esecutivo, Onshore.
Si prega di fare riferimento alle diapositive informative che abbiamo inserito nella sezione Relazioni con gli investitori del nostro sito Web mentre seguite il nostro webcast di oggi.Nel corso delle chiamate odierne i numeri di produzione, le riserve e gli importi finanziari vengono adeguati per escludere gli interessi di minoranza nel Golfo del Messico.
Diapositiva 1, tieni presente che alcuni dei commenti fatti durante questa chiamata saranno considerati dichiarazioni previsionali come definito nel Private Securities Litigation Reform Act del 1995. Pertanto, non può essere data alcuna garanzia che questi eventi si verificheranno o che le proiezioni verranno raggiunte.Esistono diversi fattori che possono far sì che i risultati effettivi differiscano.Per un'ulteriore discussione sui fattori di rischio, consultare la relazione annuale 2018 di Murphy sul modulo 10-K in archivio presso la SEC.Murphy non si assume alcun obbligo di aggiornare o rivedere pubblicamente alcuna dichiarazione previsionale.
Grazie, Kelly.Buongiorno a tutti e grazie per aver ascoltato la nostra chiamata oggi.Nella diapositiva 2 nel corso del 2019 abbiamo eseguito con successo il nostro piano aziendale di produrre asset ponderati sul petrolio per i nostri volumi crescenti nell'ambito del flusso di cassa, generando rendimenti più elevati e trasformando la società con un valore a lungo termine mentre continuiamo a restituire capitale a azionisti.
Il nostro capitale totale per - la nostra produzione totale per l'anno è stata in media di 173.000 barili equivalenti al giorno con il 60% di petrolio, abbiamo riscontrato aumenti significativi nella produzione dal nostro asset Eagle Ford Shale e dagli asset del Golfo del Messico e siamo orgogliosi di essere tra i primi cinque del Golfo di Operatore del Messico.Praticamente tutta la nostra produzione di petrolio continua a essere venduta a premio al WTI, West Texas Intermediate e, di conseguenza, abbiamo generato 145 milioni di dollari di flusso di cassa libero nel 2019. Utilizziamo questi fondi in aggiunta ai proventi derivanti dalla vendita del nostro petrolio in Malesia asset per restituire più di 660 milioni di dollari agli azionisti attraverso un dividendo trimestrale in corso e un significativo programma di riacquisto di azioni.Riteniamo che Murphy sia un'azienda trasformata con un grande potenziale per il futuro mentre continuiamo a sviluppare le nostre attività Eagle Ford Shale, Canada e Golfo del Messico con promettenti vantaggi derivanti dai nostri programmi di esplorazione nel Golfo del Messico, Brasile e Messico.
Ancora più importante, abbiamo annunciato oggi di aver stipulato un memorandum d'intesa con ArcLight Capital Partners, riguardante la nostra proprietà del 50% nel sistema di produzione galleggiante di King's Quay e stiamo lavorando ad accordi definitivi riguardanti il capitale storico e futuro per il progetto, compreso il rimborso di circa $ 125 milioni spesi nel 2019. Per discutere più in dettaglio il nostro piano di capitale completo per il 2020 dopo aver esaminato i risultati del quarto trimestre e dell'intero anno.
Diapositiva 3. La produzione del quarto trimestre è stata in media di 194.000 barili equivalenti al giorno con il 67% di volume liquido, gli impatti sulla produzione includevano tempi di inattività non pianificati non operativi di 1.900 barili equivalenti al giorno nel Golfo e 1.000 barili equivalenti al giorno a Terra Nova nell'offshore del Canada, come nonché tempi di inattività non pianificati pari a 1.500 barili equivalenti a causa di un malfunzionamento delle apparecchiature sottomarine nel nostro giacimento di Neidermeyer nel Golfo del Messico.Ciò ha comportato un impatto di cinque giorni sul campo dei tre pozzi e un pozzo rimarrà inattivo fino al completamento delle riparazioni entro il secondo trimestre 2020.
Per quanto riguarda Terra Nova, abbiamo previsto che il campo rimarrà inattivo per tutto il 2020 per far fronte agli aggiornamenti delle attrezzature di sicurezza e completare i lavori di bacino di carenaggio precedentemente annunciati.Ciò si traduce in un impatto di circa 2.000 barili nella produzione offshore del Canada al netto di Murphy per tutto il 2020 e di oltre 3.000 equivalenti al giorno per il primo trimestre del 2020.
Eagle Ford Shale, la produzione è stata influenzata negativamente da 3.600 barili equivalenti al giorno nel quarto trimestre, a causa del lavoro sui pozzi: lavori di ristrutturazione sui pozzi ad alta velocità e Catarina, nonché sui pozzi New East Tilden che funzionano al di sotto dei pozzi Tilden storici, ma producono al di sotto della previsione che abbiamo utilizzato nel trimestre.Nel complesso, la produzione dell'intero anno 2019 è stata in media di 173.000 equivalenti al giorno ed era composta per il 67% da liquidi, in particolare i volumi di petrolio sono cresciuti del 14% rispetto all'intero anno '18 a oltre 103.000 equivalenti al giorno, in parte a causa della vendita di asset malesi più gassosi, un'aggiunta della produzione ponderata del petrolio del Golfo del Messico.
Diapositiva 4, la nostra base di riserva rimane considerevole nel 2019 con l'acquisto di asset nel Golfo del Messico parzialmente compensati, compensando la vendita di proprietà in Malesia a metà anno.Le nostre riserve certe totali alla fine del 2019 ammontavano a 800 milioni di equivalenti al giorno, di cui il 57% liquidi.E manteniamo una durata di riserva di quasi 12 anni.Inoltre, abbiamo aumentato la nostra classificazione di sviluppo comprovata al 57% delle riserve totali dal 50% nel 2018. Nel complesso, il nostro rapporto di sostituzione delle riserve organiche a un anno è stato del 172%, mentre i nostri costi di F&D a tre anni sono poco meno di 13 dollari per BOE.
Grazie, Roger, e buongiorno a tutti.Per il quarto trimestre, i risultati di Murphy sono stati significativamente influenzati da una grande perdita mark-to-market non monetaria di 133 milioni di dollari sulle nostre coperture petrolifere, che quest'anno è stata in media di 56,42 dollari su 45.000 barili al giorno.Naturalmente, il recente calo dei prezzi del petrolio negli ultimi 30 giorni ha completamente cancellato questa perdita, e infatti avremmo una posizione mark-to-market positiva alla chiusura delle attività di ieri di circa 56 milioni di dollari;in gran parte a causa di questa perdita, abbiamo registrato una perdita netta di 72 milioni di dollari per il quarto trimestre, ovvero un valore negativo di 0,46 dollari per azione.
Tuttavia, quando si tiene conto di questa perdita mark-to-market in alcuni altri articoli, abbiamo guadagnato $ 25 milioni in utili rettificati o $ 0,16 per azione diluita.Gli utili rettificati compensano non solo la perdita mark-to-market di cui sopra, ma anche un aumento non monetario del valore del corrispettivo potenziale e una perdita dovuta all'estinzione anticipata del debito, tutti e tre i quali ammontavano a circa 138 milioni di dollari. al netto delle tasse.
Diapositiva 6, una componente chiave della strategia Murphy è quella di operare nel rispetto del flusso di cassa con la liquidità in eccesso restituita agli azionisti attraverso il nostro dividendo trimestrale.Come puoi vedere nella diapositiva, abbiamo ottenuto nuovamente un flusso di cassa positivo per l'intero anno 2019 anche con le transazioni significative completate all'inizio dell'anno.Per il quarto trimestre la liquidità derivante dalle operazioni è stata pari a 336 milioni di dollari, mentre le aggiunte immobiliari e i costi di dry-hole sono stati pari a 335 milioni di dollari, con un conseguente flusso di cassa libero positivo di 1 milione di dollari.Noterò che ciò avviene dopo aver considerato una modifica del capitale circolante che ha comportato una riduzione della liquidità derivante dalle operazioni di $ 57 milioni.
Nell’anno fiscale 2019, un totale di 1,5 miliardi di dollari di liquidità derivante dalle operazioni ha finanziato 1,3 miliardi di dollari di aggiunte immobiliari, ottenendo così circa 145 milioni di dollari di flusso di cassa libero totale per il periodo di 12 mesi.Come annunciato nella nostra call del terzo trimestre, abbiamo completato il programma di riacquisto di azioni proprie da 500 milioni di dollari nell'ottobre 2019. Sempre durante il trimestre, abbiamo esteso il nostro profilo di scadenza del debito con l'emissione di 550 milioni di dollari di titoli senior al 5,875% con scadenza nel 2027 e utilizzato i proventi per gare d'appalto e riacquistare un totale di 521 milioni di dollari di titoli senior con scadenza nel 2022. La nostra forza finanziaria e il nostro bilancio stabile sono ulteriormente esemplificati dal nostro rapporto debito netto/EBITDAX rettificato annualizzato di 1,5 volte alla fine del quarto trimestre.
Diapositiva 7, La strategia di Murphy di concentrarsi su asset ponderati per il petrolio ad alto margine continua a dare i suoi frutti: il 95% dei nostri volumi di petrolio sono stati nuovamente venduti a premio al WTI per il trimestre, anche con differenziali sempre più restrittivi nei mercati della costa del Golfo.Le nostre principali attività offshore Eagle Ford Shale e nordamericane continuano a generare ottimi risultati con un EBITDA a livello di campo per BOE di 31 dollari e 30 dollari al barile nel trimestre, rispettivamente.Si tratta chiaramente di asset di prim'ordine e continuano a guidare il nostro forte flusso di cassa anno dopo anno.
Diapositiva 8, un principio chiave della strategia Murphy è il continuo ritorno di liquidità agli azionisti attraverso il nostro dividendo trimestrale di lunga data, insieme a programmi strategici di riacquisto di azioni come il programma da 500 milioni di dollari eseguito lo scorso anno.Ciò può essere ottenuto solo attraverso la generazione di flussi di cassa gratuiti, cosa che abbiamo fatto anno dopo anno.Complessivamente Murphy ha restituito quasi 4 miliardi di dollari in contanti ai suoi azionisti dal 2012 attraverso dividendi e riacquisti di azioni senza emissione di azioni.
Grazie, Davide.Diapositiva 9 All'inizio del nostro 70° anno come entità costituita, siamo molto orgogliosi della nostra rigorosa governance interna, che supporta le nostre operazioni nella stabilità finanziaria complessiva.I nostri membri del Consiglio hanno una straordinaria esperienza nel settore, in particolare con le operazioni in ambito HSE e con la loro guida e supporto Murphy crea continuamente risposte alle questioni di sicurezza ambientale, in particolare istituendo il Comitato HSE già nel 1994, creando obiettivi di compensazione del piano di incentivi annuali legati all'ambiente e prestazioni di sicurezza diversi anni fa e pubblicando il nostro primo rapporto sulla sostenibilità nel 2019. Murphy è riconosciuto dall'ISS come uno dei punteggi governativi più alti e si colloca al di sopra della media dei nostri pari del 75%.
Nella diapositiva 10, il nostro Consiglio di amministrazione del Comitato HSE insieme alla leadership dell'azienda rimangono concentrati sul cambiamento climatico, sulla sicurezza e su altri effetti operativi sull'ambiente, è un orgoglioso membro della partnership ambientale Murphy monitora e tiene traccia di una serie di tassi di fuoriuscite istantanee con obiettivi interni, alcuni dei quali legati alla remunerazione.I team sono incoraggiati a pensare oltre il possibile nel proporre i nostri accordi per operazioni sostenibili come il riciclaggio del 100% dell'acqua prodotta presso la nostra risorsa di Tupper Montney, testando la scalabilità della riduzione significativa delle emissioni di gas serra, a lungo termine con pompe di fratturazione alimentate a gas naturale in tutto il nostro portafoglio onshore.Con il nostro nuovo portafoglio, prevediamo una riduzione del 50% delle emissioni dal 2018 al 2020.
Passiamo ora alla diapositiva 12, l'Eagle Ford Shale.Con l'aggiunta di 18 pozzi entrati in funzione all'inizio del quarto trimestre, la produzione è stata in media di 50.000 barili equivalenti con il 77% di petrolio, questo livello di produzione rappresenta un aumento di oltre il 23% rispetto al quarto trimestre del '18.Tuttavia, poiché negli ultimi due mesi dell'anno non si è verificata alcuna attività, si prevede che la produzione diminuirà nel primo trimestre, poiché nuovi pozzi non saranno stati messi online per oltre 100 giorni.Il programma 2019 di 91 pozzi fornisce al nostro team onshore un'ampia pista per promuovere l'efficienza della perforazione e del completamento, l'ubicazione dei pozzi di raffinazione, i tempi degli impianti e l'adeguamento dei metodi di completamento.Di conseguenza, il nostro costo medio è migliorato fino a raggiungere meno di 6 milioni di dollari per pozzo.Oltre a ciò, la nostra performance media dell’EUR continua a migliorare, oltre al notevole restringimento dell’intervallo interquartile complessivo dal 2016.
Diapositiva 13, da quando abbiamo acquisito la superficie di Kaybob Duvernay nel '16, ora abbiamo più di 80 pozzi operativi in tutta l'attività, la produzione è rimasta sostanzialmente stabile nel quarto trimestre a 9.000 equivalenti al giorno con il 55% di petrolio.Nel corso dell'anno, le prestazioni del pozzo hanno superato le aspettative di quasi il 20%, abbiamo ottenuto diversi risultati operativi nell'area, con la perforazione e il completamento del nostro pozzo dal costo più basso a meno di 6,3 milioni di dollari, la perforazione del pozzo più veloce fino ad oggi in 12 giorni e la perforazione del pozzo laterale più lungo fino ad oggi a più di 13.600 piedi.Nell'ambito del nostro processo di miglioramento continuo, Murphy ha iniziato a utilizzare la doppia alimentazione per ridurre le emissioni di gas serra e i costi del diesel nel Kaybob Duvernay, ottenendo già una riduzione del 30% delle emissioni in quest'area.
Diapositiva 14, il nostro asset Tupper Montney ha prodotto 260 milioni di piedi cubi al giorno durante il trimestre.Siamo entusiasti dei nostri risultati del 2019 poiché hanno avuto un trend e si sono allineati con curve di tipo 24 Bcf, in aumento rispetto alla tendenza precedente di 18 Bcf nel 2018. Nel complesso, abbiamo generato un flusso di cassa libero positivo nel 2019 con un prezzo medio realizzato di 2,15 CAD per Mcf.
Diapositiva 16 nella nostra attività nel Golfo del Messico Murphy è ora in questo portafoglio recentemente ampliato del Golfo del Messico per sei mesi e nel quarto trimestre questa attività ha generato 82.000 equivalenti al giorno con l'85% di liquidi.Nel corso del trimestre abbiamo messo in linea tre pozzi dopo aver completato le attività di collegamento e workover.Inoltre, come ho detto prima, abbiamo redatto un memorandum di intesa riguardante il sistema di produzione galleggiante di King's Quay.
Diapositiva 17, i nostri progetti stanno procedendo come previsto nel Golfo, attualmente disponiamo di una piattaforma di trivellazione per un programma di tre pozzi a Front Runner e di una nave di perforazione che sta conducendo due workover sottomarini consecutivi, nel primo tipo del 2020. Poiché descriveremo in dettaglio questi progetti insieme ad altri elencati nella diapositiva, porteremo online ulteriori volumi per sostenere il nostro tasso di produzione a lungo termine come precedentemente comunicato.Anche i nostri principali progetti a lungo termine a Khaleesi / Mormont e Samurai stanno procedendo bene con i contratti di ingegneria e costruzione sottomarina recentemente assegnati nei limiti del budget.
Diapositiva 19, per il primo trimestre 2020, prevediamo una produzione compresa tra 181.000 e 193.000 equivalenti al giorno, tenendo conto dei cali naturali e dei tempi di inattività pianificati, inclusi oltre 3.000 equivalenti al giorno associati al fatto che Terra Nova rimane offline.Per l’intero anno 2020 è prevista una produzione compresa tra 190.000 e 202.000, pari al 60% del petrolio, sulla base di un piano di capitale compreso tra 1,4 e 1,5 miliardi di dollari.Di tale importo, circa 1,2 miliardi di dollari del nostro budget sono destinati alle nostre attività nell'Eagle Ford Shale e nell'offshore.
E mettendo insieme il nostro programma di capitale annuale, il nostro obiettivo principale è generare un flusso di cassa in eccesso per coprire il nostro dividendo quando abbiamo acquisito nuove attività nel Golfo nel 2019, c'è un progetto per l'alluvione di St. Malo, il capitale richiesto a breve termine con aumento della produzione previsto in tre anni.Questo progetto ha influito sulla nostra allocazione del capitale per il 2020 poiché il nostro impegno per la parità di capex del flusso di cassa ci ha portato ad adeguare il nostro piano per garantire la protezione del flusso di cassa.Ciò ci consente di portare avanti il nostro dividendo di lunga data e di mantenere un rapporto debito netto/EBITDA pari a circa 1,5 volte.
Diapositiva 20, come abbiamo discusso nei trimestri precedenti, il nostro piano quinquennale nel Golfo del Messico raggiunge una produzione media di circa 85.000 equivalenti.Per il 2020, il nostro capex totale di 440 milioni di dollari genera una produzione media dell’intero anno di 86.000 equivalenti al giorno con sei pozzi gestiti e cinque non gestiti che entrano in funzione durante tutto l’anno.Il piano del progetto 2020 è una combinazione di piattaforme, workover e tieback, come descritto in dettaglio nella diapositiva precedente.Nel complesso, quest’anno genereranno circa 1 miliardo di dollari di flusso di cassa operativo.
Diapositiva 21, in base al punto medio delle nostre linee guida capex, il nostro budget onshore dovrebbe essere di 855 milioni di dollari, di cui circa l'80% assegnato a Eagle Ford Shale.Siamo entusiasti di continuare il nostro programma più solido nel 2020 dopo aver ridotto significativamente la spesa negli ultimi anni, mantenendo il nostro approccio disciplinato all'allocazione del capitale.I 97 pozzi gestiti che saranno operativi quest'anno saranno concentrati principalmente nelle nostre aree di Karnes e Catarina.Inoltre, abbiamo un interesse operativo medio del 24% e 59 pozzi lordi non gestiti programmati per entrare in funzione durante tutto l'anno, principalmente nella contea di Karnes.
Nel corso del 2020, la nostra produzione di Eagle Ford Shale è stata costantemente aumentata come previsto, raggiungendo la media del quarto trimestre di oltre 60.000 equivalenti al giorno.Questa crescita significativa ponderata con il petrolio ci riporta a un livello che non vedevamo da diversi anni.A Kaybob Duvernay, prevediamo di spendere 125 milioni di dollari per mettere in funzione 16 pozzi gestiti mentre completiamo il nostro riporto di perforazione all'inizio dell'anno.Il Kaybob Duvernay si sta comportando straordinariamente bene su tutta la linea con risultati eccezionali in termini di efficienza di perforazione e completamento raggiunti.
Nel nostro prolifico Tupper Montney, stiamo stanziando 35 milioni di dollari per mettere in linea cinque pozzi a questo livello di spesa in conto capitale, questi pozzi generano liquidità gratuita a prezzi AECO di circa CAD 1,60.La spesa limitata all’interno del flusso di cassa disponibile in questa grande risorsa è ben posizionata nel nostro portafoglio come parte dei requisiti globali di gas naturale come sostituto del carbone a lungo termine e di un futuro a basse emissioni di carbonio.
Diapositiva 22, il nostro programma 2020 si adatta perfettamente ai nostri obiettivi di esplorazione a lungo termine, prevediamo di spendere circa 100 milioni di dollari e di perforare quattro pozzi, consentendoci di raggiungere oltre 500 milioni di dollari di barili equivalenti di risorse.Sul versante statunitense del Golfo, deteniamo una quota di partecipazione non operativa del 12% nel pozzo di Mt. Ouray.Si prevede che questa prospettiva si concretizzerà verso la fine del secondo trimestre.Siamo molto entusiasti del nostro programma di due pozzi in Messico;in primo luogo, abbiamo intenzione di lanciare il pozzo Cholula Appraisal, seguito da un nuovo potenziale cliente che prenderà di mira il primo pozzo sub-sale in Messico chiamato Batopilas.Entrambi i pozzi sono strategici nei nostri piani futuri e di gran lunga il Messico.In Brasile continuiamo a maturare diversi potenziali clienti, così come gli impianti, nonché la pianificazione in corso.Il nostro partner prevede di realizzare il primo pozzo all’inizio del 2021.
Diapositiva 23, guardando i nostri piani per i prossimi anni, credo che saremo in grado di generare circa 1,4 miliardi di dollari di liquidità dopo il nostro dividendo, fornendo al contempo circa il 5% di CAGAR di produzione, il tutto mantenendo una ponderazione del petrolio del 60%.Raggiungeremo questo obiettivo stanziando in media circa 1,3 miliardi di dollari di capitale all'anno, con un programma compreso tra l'1,4% e l'1,5% nel 2020, che dovrebbe essere l'anno con la spesa in conto capitale più elevata.Nel corso dei prossimi cinque anni, il nostro asset nel Golfo del Messico manterrà una produzione media annua di circa 85.000 equivalenti al giorno e si prevede attualmente che Eagle Ford Shale avrà una produzione CAGAR compresa tra il 10% e il 12%.Poiché abbiamo pianificato la nostra spesa annuale di 100 milioni di dollari in capitale ed esplorazione, che ci consente di perforare da tre a cinque pozzi all'anno.Sono sicuro che sarai d'accordo che si tratta di un programma pluriennale significativo.
Diapositiva 24, mentre entriamo nel nostro 70° anno come società, Murphy Oil è ben posizionata per il futuro dopo aver ottenuto un altro anno di performance di rendimento totale per gli azionisti nel primo quartile, rispetto al nostro gruppo di pari abbiamo raggiunto il 95 percentile nel rendimento totale per gli azionisti negli ultimi tre anni.Il nostro portafoglio recentemente trasformato con il vantaggio dell'esplorazione ha una continua capacità di fornire un flusso di cassa libero superiore al nostro rendimento da dividendi competitivo.
In conclusione, ritengo che abbiamo compiuto con successo un cambiamento epocale trasformando Murphy in una società focalizzata sul petrolio dell'emisfero occidentale.Questo ci posiziona per la creazione di valore a lungo termine.Sono particolarmente orgoglioso di essere una delle società selezionate a generare flusso di cassa libero e restituire dividendi: dividendi significativi per i nostri azionisti oggi.E abbiamo la capacità unica di creare vantaggi per i nostri azionisti con continui programmi di esplorazione strategica.Stiamo allocando capitale ai nostri asset ad alto margine ponderati per il petrolio per generare una crescita redditizia, stiamo facendo tutto questo tenendo d'occhio le modalità per continuare a operare in modo sostenibile in futuro.
Grazie.Signore e signori, inizieremo ora la sessione di domande e risposte.[Istruzioni per l'operatore] La prima domanda è di Brian Singer di Goldman Sachs.Per favore prosegui.
La mia prima domanda riguarda l'Eagle Ford Shale, che hai evidenziato in una delle diapositive, Diapositiva 12, ti aspetti - o che hai visto EUR più alti dai pozzi perforati nel 2019. E mi chiedevo se potessi parlare con quello che il tuo le aspettative sono nel 2020 rispetto al 2019 dal punto di vista totale del petrolio in euro.Quali sono secondo te i rischi al rialzo e al ribasso nel raggiungimento del percorso di crescita che spingerebbe la produzione a 60.000 BOE al giorno nel quarto trimestre?
Bene Brian, vedremo la nostra continuazione, non sono sicuro, sulla stessa traiettoria che abbiamo avuto in passato, vediamo che questo sta migliorando leggermente con la tecnologia frac e i grandi miglioramenti apportati dal nostro team.Anche quest'anno il programma è totalmente diverso rispetto all'anno scorso, più ponderato a Karnes e Catarina e meno nell'area di Tilden, dove abbiamo avuto alcuni problemi nel quarto trimestre.Ma l'area di Tilden non ha assolutamente nulla di sbagliato, era l'idea che questi pozzi di Tilden si comportassero ben al di sopra dell'EUR che abbiamo nelle nostre riserve comprovate non sviluppate e poi nel nostro piano a lungo termine, e manteniamo quel livello e poi è andata tornare al livello che avremmo avuto nel piano a lungo termine su un numero molto limitato di pozzi nel quarto trimestre.
Il problema per l'allocazione del capitale è un nuovo partner molto grande, BPX, che sta perforando attivamente dopo l'acquisto di BHP nell'area di Karnes con alcuni pozzi Eagle Ford Shale molto belli e inferiori e alcuni pozzi Austin Chalk molto belli.Quindi stanno sostituendo la nostra tipica allocazione di capitale in Tilden e quest'anno stiamo perforando più core e un profilo di rischio totalmente diverso rispetto agli anni precedenti a Tilden, dove non abbiamo perforato per diversi anni.Quindi abbiamo fiducia nel raggiungimento di questo obiettivo a causa dell'importanza del nostro programma non gestito e di un programma non gestito molto ampio nel quarto trimestre in cui quest'anno abbiamo avuto una spesa molto limitata negli ultimi due mesi e possediamo oggi in Eagle Ford , Brian.
Grande.Grazie.E poi ci sono un paio di domande sull'offshore.Puoi parlare della tendenza che stai vedendo dal lato dei costi e dei rischi al rialzo rispetto al ribasso?E poi realizzare separatamente che i tempi di inattività e la volatilità sono la parte normale dell'operare ovunque, in particolare in mare aperto, ma puoi parlare di come stai rischiando i tempi di inattività nella guida del 2020, dato ciò che abbiamo visto qui di recente?
Bene, nell'immagine del centro ci sono due tipi di tempi di inattività in un ambiente offshore, ci sono tempi di inattività associati ad avanzamenti non pianificati che ti sono capitati di tanto in tanto.In genere, quest'anno abbiamo un'indennità del 5% nelle nostre curve di produzione per i tempi di inattività non pianificati o per i tempi di inattività totali nella nostra attività.In realtà nel 2020 abbiamo meno tempi di inattività pianificati e un’indennità maggiore rispetto agli anni precedenti di tempi di inattività non pianificati.Beh, è difficile prevederlo a volte, Brian sono le situazioni meccaniche che si verificano bene, come il malfunzionamento sottomarino di queste nuove risorse, come ho detto prima oggi possediamo queste risorse da sei mesi e l'apparato si è rotto, se vuoi o un l'energia ombelicale e la linea di trasporto idraulica e abbiamo dovuto avvolgerli e ripararli, questi sono difficili da posizionare a quel livello e si verificano molto raramente.
Ma dal nostro punto di vista generale del centro abbiamo questo punto di riferimento e questo è ciò che facciamo normalmente e ciò che normalmente vediamo al di fuori degli eventi una tantum.E man mano che comprendiamo meglio il sistema sottomarino, crediamo di averlo in questo momento e di averlo previsto con sicurezza.Inoltre, all'interno di quel tempo di inattività del 5% è un bel po' per l'anno, Brian, per un periodo di oltre 365 giorni, è stato incluso un... scusatemi, sette giorni di produzione zero nel Golfo a causa dell'uragano, in genere i nostri barili nel Golfo non sono mai completamente spenti, Non riesco a ricordare un momento in cui l'intero Golfo sia fuori produzione, perché abbiamo diversi sistemi di condutture in diverse aree operative.E sento che è anche adeguatamente rischioso.
E abbiamo inserito un altro rischio in questo, così significativo come se il tuo contatore di barili fosse la risorsa Terra Nova che avrebbe dovuto produrre fino a maggio e andare in bacino di carenaggio di sei mesi e tornare in ottobre e a causa della situazione sconosciuta lì noi è andato avanti e lo ha inserito come zero.Quindi ciò avrebbe cambiato le nostre precedenti discussioni sulla produzione, come nuove informazioni, se ciò fosse accaduto solo il 19 dicembre.Quindi penso che abbiamo capito bene, puoi abbassare lo zero, Brian.E poi lo inseriamo e gestiamo i nostri tempi di inattività con molti dati nel Golfo e una lunga esperienza e ora sei mesi di apprendimento dei nuovi sistemi sottomarini che abbiamo acquistato e ci sentiamo a nostro agio con ciò che abbiamo.
Per quanto riguarda i costi, Brian.Ci sarà un aumento delle tariffe giornaliere nel lungo periodo.Lo abbiamo previsto nei nostri piani.Non mi piace davvero discutere delle tariffe che abbiamo sui diversi impianti.Ma ovviamente ciò lo aumenterà, penso che dovremo aumentare per i fornitori di quel servizio, stiamo vedendo un budget inferiore per le attrezzature sottomarine e l'installazione sottomarina, che sta superando la maggior parte di quello e continuiamo ad avere un'incredibile efficienza su le grandi navi di trivellazione che stanno sorpassando in qualsiasi questione reale relativa ad un aumento della tariffa giornaliera poiché si tratta di giorni sul posto alla fine della giornata, e il tipo di lavoro che abbiamo a Khaleesi / Mormont è proprio impostato per questi impianti a doppia attività che coinvolgono , completamento e perforazione simultaneamente - operazioni simultanee, e al momento non sono preoccupato per i costi in nessuna delle nostre attività.Poiché vedo che l'efficienza divora l'aumento della tariffa giornaliera e attualmente, quando facciamo offerte per altre attrezzature, diventa inferiore nella nostra attività offshore.
Sì, Ruggero.Mi chiedevo se potesse... sì, buongiorno, signore.Mi chiedevo se potessi approfondire la struttura generale della monetizzazione di King's Quay.Ragazzi, avete un bilancio molto buono e forte.Mi chiedevo perché questo fosse un importante obiettivo strategico da raggiungere.E magari aiutarci con quali potrebbero essere i termini?
Considererei la nostra situazione strategica più forte che abbiamo realizzato, era solo una capacità di, sai, l'attenzione era sulla parità di capex del flusso di cassa.Una cosa da sapere su questo tipo di situazioni a metà del flusso: tutta la Malesia è stata fatta in questo modo.Tutto l'impianto Thunder Hawk nel Golfo è stato realizzato in questo modo.Tutta la nostra attività è svolta da un'importante società midstream di proprietà di qualcun altro.Operiamo in questo modo da molto tempo e questa è solo la continuazione di quel piano.
Non possiamo rivelare le tariffe che stiamo pagando in questa struttura, la considererei una tariffa intermedia molto buona, se vuoi, bilanciando il quale il nostro bilancio come hai menzionato rende tale tariffa più bassa, perché abbiamo tariffe diverse i rischi di credito e altre persone potrebbero partecipare a questa attività, è diventata una questione che la nostra alluvione di St. Malo entra nella nostra allocazione di capitale, che è un progetto significativo a lungo termine, che sta andando molto bene.E cosa faremmo nei prossimi tre anni con quei 300 milioni di dollari di capitale e mantenere il CAGAR e la crescita che avevamo e che cercavamo ancora di ottenere finanziariamente - aiuto finanziario su quella particolare parte del progetto.
Prevediamo ancora una quantità significativa di capitale per noi e abbiamo deciso di assumerne la proprietà e formarlo finanziariamente, se vuoi, e sono molto contento del diritto che ne abbiamo naturalmente, non posso rivelarlo poiché direbbe quanto pagherò a metà del flusso in futuro o anche un partner lo vorrà.Ma il nostro investimento complessivo della nostra azienda quando questo sarà operativo, rimarremo un giocatore nove o sotto-nove e ritengo che, da una prospettiva generale, questo non sarà visto nei dati finanziari.E direi anche che il flusso di cassa in questo flusso del nostro piano a lungo termine è probabilmente superiore al tasso che abbiamo.Quindi mi sento a mio agio con tutto questo, Arun.
Va bene.E il mio follow-up, Roger, è sul modello, mi chiedevo, se potessi aiutarci a pensare a come la maggiore attività di workover nel Golfo del Messico e potenzialmente l'Eagle Ford influenzeranno la tua guida LOE per il 2020?Mi chiedevo se potessi menzionare anche le tue riflessioni sul pareggio del prezzo del petrolio nel '20 per coprire le spese di capitale oltre al dividendo?
Va bene.Dal punto di vista opex, prevedo che quest'anno il nostro opex sarà più o meno lo stesso del workover.Il nostro opex nel quarto trimestre è stato influenzato da quasi $ 3 da un singolo workover che abbiamo condotto in termini di spese operative presso il nostro pozzo Chinook, ovviamente quel pozzo è stato messo in funzione a 13.000 barili equivalenti al giorno, quasi tutto petrolio.E anticiperei i workover che abbiamo qui, abbiamo un interesse lavorativo inferiore in uno dei workover, e non vedo che sia un fattore importante nel differenziare il nostro opx totale per l'anno, ma potresti avere aumenti trimestrali man mano che questi pozzi di solito vengono completati entro un mese o due dal lavoro, 45 giorni sono abbastanza tipici.Quindi potrebbe trattarsi di un rimbalzo nel trimestre, ma nel complesso i nostri investimenti operativi per l'anno come società totale e le nostre attività nel Golfo del Messico dovrebbero essere sostenuti.
Dal punto di vista, prendi il punto medio della guida nel nostro capex, che è ovviamente il nostro obiettivo.E anche l'anno scorso abbiamo raggiunto quell'obiettivo e siamo al di sotto di quell'obiettivo grazie alla spesa del flusso di cassa sul rendiconto del flusso di cassa, e lo farò solo: siamo a quell'obiettivo in base alla competenza, che non è completamente in questo momento, ovviamente, non è nostro obiettivo utilizzare la liquidità al di sopra del quale abbiamo un intervallo per gli eventi che potrebbero verificarsi, e ora il prezzo del petrolio chiaramente non può superare il punto medio.Se oggi guardiamo la striscia con i recenti impatti del virus sul prezzo del petrolio, probabilmente avremmo bisogno di $ 55, non c'è problema, ma se guardassimo la striscia attuale, probabilmente dovremmo andare nella fascia bassa della nostra guida capex di $ 1,4 miliardi al punto medio di $ 1,45 e posizionarsi nel mezzo per riuscire a coprire il dividendo.
E quando lo facciamo abbiamo a disposizione alcune opportunità che non dovrebbero incidere sulla produzione in merito ad alcune tempistiche in varie parti dell'azienda che hanno preferito rivelarle in un secondo momento.Ma il nostro obiettivo è coprirlo;il nostro obiettivo è tagliarlo se necessario, e tenerlo presente, ovviamente, la nostra copertura, come menzionato in precedenza da David, ci sta aiutando in questo senso ed è inclusa in ciò che ho detto.Quindi una media WTI di 55 dollari per l’anno, che ritengo ancora molto realizzabile.Non è affatto un problema.E nel mondo 53, parli solo di 20 milioni di dollari, 30 milioni di dollari di spese in conto capitale per gestirlo, Arun.
Ehi, buongiorno.Volevo dare un seguito un po' all'Eagle Ford qui, sicuramente ho notato che voi ragazzi avete avuto dei tempi di inattività nel quarto trimestre, solo guardando le vostre indicazioni sulla produzione di Eagle Ford del primo trimestre, sembra essere in calo di circa il 15% rispetto al 4Q.So che hai parlato molto del buon tempismo.Volevo solo avere un'idea se ci sono o meno dei workover in corso nel primo trimestre degli anni '20, che in un certo senso hanno un impatto su quella produzione e poi forse potresti semplicemente parlare un po' di questa produzione, in un certo senso, cadenza nel corso l'anno.So che hai menzionato i 60.000 nel quarto trimestre, dovremmo vedere una rampa abbastanza costante nel 2Q e 3Q, quindi forse aiutami un po' su alcune delle direzionalità sull'Eagle Ford qui?
Grazie.Leo.Quindi, nel quarto trimestre, abbiamo avuto un certo impatto derivante da un maggiore lavoro sui pozzi a velocità più elevata rispetto al tipico quando abbiamo una sorta di lavoro di routine di riparazione di ascensori artificiali in tutta Eagle Ford, abbiamo notato un livello simile di attività, ma ci capita di avere più tempi di inattività relativi a pozzi a tariffa più elevata sono presenti più pozzi da 300-400 barili al giorno, anziché quelli da 40, 50, 60 barili al giorno.Quindi è stato un po' anormale.Abbiamo messo in funzione alcuni nuovi pozzi a settembre a Catarina che hanno avuto un bel po' di tempi di inattività, quindi siamo usciti e abbiamo fatto un po' di lavoro di pulizia della sabbia su di essi, quei pozzi ora sono tutti tranne uno che è tornato ai normali tassi di produzione.Quindi, da quell'attività di workover a Catarina, probabilmente vedremo circa 500 o 600 barili al giorno di impatto persistente mentre ci dirigiamo verso gennaio.Il resto del campo è in linea come al solito.
Nei pozzi East Tilden, che Roger ha evidenziato, hanno sottoperformato le nostre previsioni, ma hanno superato le aspettative precedenti per i pozzi del 2015 e precedenti.Quei pozzi hanno avuto un impatto sul nostro trimestre di poco più di 700 barili al giorno.L’impatto di questo nella prima parte del 2020 è di circa 1.000 barili al giorno, e tale impatto diminuirà nel corso dell’anno.Quindi stiamo assistendo a un piccolo eccesso nella prima parte dell’anno.Ci aspettavamo un declino naturale nell'Eagle Ford con il completamento della cadenza dei nostri pozzi, principalmente a settembre e ottobre dello scorso anno, la nostra nuova consegna di pozzi online quest'anno, la nostra esecuzione del nostro programma di perforazione e completamento è andata molto bene.Abbiamo un programma di pozzi in linea che nel primo trimestre assomiglia a quello che appariva nel primo trimestre del 2019. E poi un po' più di attesa nella parte successiva del secondo trimestre per l'entrata in linea dei nostri pozzi Karnes gestiti.Quindi l'aumento dei nuovi pozzi nel secondo trimestre è leggermente più tardivo rispetto a quello visto nel 2019. Ma poi una forte spinta per il resto dell'anno con pozzi IP più alti a Catarina e Karnes che contribuiscono alla fine del secondo e terzo trimestre e un grande spinta dei pozzi Karnes non gestiti nel quarto trimestre del 2020.
Va bene.Colore molto utile.Quindi sembra certamente che sia piuttosto indietro, a metà ponderato sulla crescita di Eagle Ford nel '20 qui.
Sarà sempre così, Leo.Quando smetti di spendere alla fine dell'anno per caricare il capitale front-end, che diventerà una cosa comune nello Shale.Non siamo solo Murphy.È più difficile farlo in questo modo.
Il nostro programma nel 2020 prevede che 14 pozzi entrino in funzione molto tardi alla fine dell’anno a Karnes.Quindi avremo una consegna dei pozzi più stabile nel 2020, rispetto al 2019. Quindi dovremmo chiudere l’anno con un massimo invece che con una tendenza al ribasso con un declino naturale.Quindi quest'anno il nostro programma avrà un aspetto leggermente diverso.
Ok, è sicuramente un bel colore.. E immagino che volessi solo dare un seguito un po' al tipo dei prossimi due anni in termini di come voi ragazzi pensate alle prospettive.So che hai detto che il 2020 è il massimo per le spese in conto capitale, voglio dire, sembra che questo arrivi qui, sai, nel '21.So che avete parlato di 85.000 BOE al giorno nel Golfo del Messico.Ma mentre guardavo le tue diapositive e vedevo alcuni programmi di collegamento.Volevo solo avere un'idea, sembrava che non ci fossero molti pozzi nel Golfo in arrivo fino alla fine dell'anno nel '21.Quindi dovremmo aspettarci che la produzione del Golfo scenda un po' nel '21 e poi aumenti molto nel '22, Khaleesi e Mormont hanno qualcosa che si può dire a riguardo?
Quest'anno, si tratterebbe di un livello massimo di produzione nel Golfo per i prossimi due anni, ma non di un calo molto significativo, di questi pozzi sono pozzi ad alto tasso quando li vedi su questo grafico e non sono evidenziati qui.I pozzi non operativi, quindi è solo Kodiak in cui godiamo di un grande interesse lavorativo, uno dei nostri campi più redditizi con incredibili doni positivi.Molto fiducioso nella media di questo valore, direi che il capitale per raggiungere questo obiettivo è probabilmente inferiore alle indicazioni precedenti.E abbiamo dei pozzi significativi in arrivo qui in questo elenco e anche nel non-operativo sia a St. Malo che a Kodiak e come - e anche a Lucius.Quindi il non-operativo non è evidenziato qui, ma siamo molto fiduciosi sul nostro profilo di produzione a lungo termine di questo obiettivo 85 e meno spese di capitale verso la fine del periodo di pianificazione.
Capito, va bene.Quindi sì, sembra che ci siano una serie di altri pozzi proprio nelle diapositive che aiuteranno a riempirne una parte.Ok, ha senso.
E questi pozzi hanno una produzione molto elevata, Leo, con vari interessi lavorativi, ma questi sono pozzi ad alta velocità di cui ci occupiamo qui.
Va bene.No, è utile.E immagino che forse proprio per ultimo sull'esplorazione.Nella diapositiva 22, volevo solo vedere se diamo un po' più di colore ad alcune di queste prospettive che si presenteranno più avanti nel corso dell'anno in termini di ciò che pensavi potenzialmente sarebbe stato a Batopilas o del pozzo che sarai io test di ipotesi all'inizio del 21 in Brasile, solo cercando di avere un'idea di che tipo di obiettivi lordi recuperabili ci sono in quei pozzi?
Beh, intendo dire che per divulgare questo tipo di questioni sono necessarie molte, molte approvazioni da parte dei partner e quindi non le abbiamo qui.Voglio dire, in genere nel Golfo del Messico, ti aspetteresti che l'esplorazione fosse un'opportunità di tipo superiore a 75 milioni di barili, questi sono ciò che miriamo sempre a prendere di mira lì.Nella nostra zona di Cholula in Messico, abbiamo fatto una scoperta l'anno scorso, e si trattava di un pozzo in posizione crestale con una buona quantità di petrolio, cioè con punti piatti, se volete, e dobbiamo staccare quella struttura in un serbatoio più spesso in uno dei pozzi, che non aveva un livello d'acqua nella zona, e che abbiamo svolto molto lavoro sismico lì e anche un'opportunità molto vicina con una risposta sismica ideale a tutta la struttura del pozzo Cholula .E in quel tipo di area da quel pozzo e dall'opportunità vicina che è identica ad essa, stessa profondità di età della porta accanto, se vuoi, questi sono 100 milioni di barili di cose che stiamo derischiando in quell'area piuttosto vasta.
Quindi abbiamo due attività in Messico in questo momento, una è una piccola zona di tieback del Miocene medio nella gamma di 100 milioni di barili a nord-est della scoperta di Talos che possiamo facilmente aggiungere e aggiungere in modo molto simile a quello che facciamo nel Golfo.E c'è Batopilas, un pozzo di dimensioni ben superiori a 160 milioni di dollari equivalenti ed è una struttura miocenica molto grande sotto il sale.E quindi quelle opportunità, e, naturalmente, il nostro bacino Sergipe-Alagoas, non riveliamo la dimensione di tali opportunità, che puoi anticipare qualcosa del genere con il partner che dobbiamo essere piuttosto grandi.E speriamo che siano grandi ed eccoci con i 500 sopra e questo è tutto ciò che possiamo dire al riguardo.Ancora una volta un tipico pozzo nel Golfo 75, stiamo toccando un bel po' di, vicino a 100 e oltre nel Golfo - nella regione del Messico con questo tipo di spesa [indecifrabile] di pozzi, tratta i pozzi, in effetti.E poi una grande opportunità futura per noi in Brasile di cui siamo molto entusiasti.Ma al momento la divulgazione è limitata.
Due domande: penso che il mercato non apprezzi appieno il vantaggio di St. Malo dopo il periodo del '24.Puoi semplicemente parlare di come apparirà la produzione una volta che sarà online nel '23 e poi di come andrà avanti e per quanto tempo - la longevità di quei volumi nel sistema?
Buongiorno, Gail.St. Malo raggiunge picchi di tipo tra la fine del '23 e l'inizio del '24, aggiunge oltre 5.000 barili al giorno di produzione netta al nostro portafoglio offshore e aggiunge circa 32 milioni di barili di riserve alla nostra quota e un significativo VAN, NPV compreso tra $ 150 milioni e $ 160 milioni con un tasso di rendimento compreso tra il 18% e il 20% a 55 dollari di petrolio piatto.Quindi è significativo e arriva in un buon momento per il nostro portafoglio offshore.
Grande.E poi nel 2019 il Golfo del Messico ha registrato differenziali molto salutari.Ragazzi, potete semplicemente fornire qualche informazione su come vedete i differenziali GOM nel 2020?
Sì, penso che il quadro differenziale nel Golfo sia stato molto migliore di quanto previsto dal punto di vista dell'IMO 2020, il che in realtà non ha avuto un impatto importante.Le differenze sono inferiori rispetto a quelle di alcune parti del '19.Oggi, nella nostra attività su Marte, in cui ci allontaniamo da Marte nel Golfo del Messico, queste sarebbero tutte le risorse che abbiamo acquistato da Petrobras, così come la nostra vecchia Medusa e la sensazione di punta.Si tratta di circa il 36% della nostra produzione, queste differenze sono chiaramente superiori a $ 1 da inizio anno, la differenza di febbraio è positiva per $ 1,40, alcuni CHOPS hanno previsto che siano inferiori al valore negativo del dollaro, in effetti.E riteniamo che tutto ciò sia molto migliore di quanto si pensasse inizialmente.
In HLS nel Golfo, circa il 21%, si tratta di greggio con margine molto, molto elevato intorno al nostro pozzo non operativo di Kodiak e a tutta la nostra attività LLOG che abbiamo acquistato e al giacimento dalmata su cui lavoreremo presto nel quarto trimestre, lì era un valore positivo di $ 4 e ora siamo chiaramente nell'intervallo positivo di 350, e mi sento bene a riguardo.Un'altra bella situazione per noi è Magellan East Houston, MEH che rappresenta il 33% dei nostri vecchi liquidi in uscita, l'attività di Eric a Eagle Ford.E questi due sono stati circa $ 3,40 o $ 3,40 positivi rispetto al WTI in cui segniamo l'equipaggio.Quindi, nel complesso, dobbiamo ancora essere posizionati e credo che si consideri il trasporto, il prezzo realizzato della nostra azienda e dove si trovano i nostri barili.Saremo sempre positivi nei confronti di quasi tutti i colleghi, perché la natura unica del luogo in cui vendiamo questi barili e siamo molto contenti degli accordi che abbiamo concluso, pensiamo che sia un vantaggio competitivo. E quindi perché abbiamo aggiunto la nostra attività nel Golfo e stanziato più capitale alla nostra attività Eagle Ford.Se hai i prezzi più alti, avrai sempre un vantaggio.
Grazie.[Istruzioni per l'operatore] La domanda successiva è di Paul Cheng della Scotia Bank.Per favore prosegui.
Se è necessario adeguare il capex, dovremmo supporre che sia solo in Eagle Ford o che lo adeguerete anche in altre aree?
No, come ripeto preferirei non rivelarlo in questo momento.Abbiamo alcuni pagamenti per l'approvazione del piano di sviluppo sul campo in Vietnam che fanno parte del nostro piano, che se raggiungi quel traguardo che può essere ritardato, e stiamo vedendo alcuni costi diversi e alcune esplorazioni alla fine dell'anno.Stiamo cercando di apportare tali riduzioni in modo naturale laddove non adattiamo la nostra allocazione di capitale ad altissimo rendimento a workover e tie-back nel Golfo, né modifichiamo il nostro programma di rig nell'Eagle Ford in questo momento.Mi sento a mio agio che possiamo farlo e lo faremo, se necessario lo faremo.
Carino.E in Brasile, ragazzi, avete già identificato quale sarà il pozzo che scaverete l'anno prossimo - all'inizio dell'anno prossimo?
Abbiamo una buona idea - ovviamente ne abbiamo una buona idea, ma abbiamo a che fare con un grande partner lì.E penso che potresti tornare indietro e monitorare la loro divulgazione su un altro progetto molto grande nel tempo, e anticiperesti una divulgazione simile anche qui.
Va bene.Quindi non sei stato in grado di darci un - forse un obiettivo di punta o qualcosa di correlato a questo punto?
Va bene.E quando dici all'inizio del prossimo anno.Parliamo dell'inizio del primo trimestre?Che cosa...
SÌ.Il piano dell'impianto è coinvolto con i permessi e il programma dei nostri partner, coinvolgendo anche alcuni altri blocchi di cui dispongono.E prevedo che sarà all'inizio del 21 in questo momento.Si signore.
Va bene.E può darsi che me lo sia perso.Mi chiedo quando dici che non avrai nessun pozzo in funzione nell'Eagle Ford per i prossimi 100 giorni?
No, no, no, è da quando abbiamo aperto un pozzo all'inizio di ottobre e sabato ne faranno sgorgare alcuni pozzi.Quindi è passato molto tempo.
L'allocazione di capitale del nostro programma Shale caricato front-end ha avuto un impatto e abbiamo sopravvalutato la produzione al di sopra del nostro tipico EUR, per questo siamo rimasti scottati nel quarto trimestre.Ora abbiamo questo problema in aggiunta a un progetto front-end pianificato a lungo termine.Abbiamo iniziato a perforare lì con tre impianti proprio dalla fine dell'anno.E stiamo portando qui un significativo pad da 10 pozzetti abbastanza velocemente e ci sentiamo bene con la nostra guida e quello che stiamo facendo lì.
Lo siamo, Paolo.Lo inizieremo... inizieremo sabato mattina.È passato un po' di tempo, quello che sto cercando di dire è che è difficile in un'operazione di Shale e scoprirai che è raro non mettere un pozzo in 100 giorni, ma siamo tornati a cliccare e ad aggiungere pozzi durante il trimestre e abbiamo una cadenza significativa nella costruzione di pozzi, come descritto da Erik in precedenza nel bando.
Ok, e l'ultima cosa da parte mia, puoi darcela: qual è l'East Tilden, la buona prestazione nel quarto trimestre di cui stai parlando?E quali erano le previsioni aziendali che utilizzate?E hai già modificato tale previsione o ritieni che l'East Tilden nel quarto trimestre sia stato un'anomalia e la tua previsione di capex è ancora, OK.
Certo, Paolo.Quindi, i pozzi East Tilden, abbiamo portato online quei pozzi, i loro IP30 erano sostanzialmente in linea con le nostre previsioni.Non sono il numero esatto, ma si aggirano intorno agli 800 BOE al giorno in media per gli otto pozzi.Quindi sembrano davvero buoni per circa 30 giorni, dopodiché abbiamo iniziato a vedere un calo sempre più marcato.Quindi, come ho già detto, verso gennaio il divario tra le nostre previsioni precedenti e l'attuale performance di produzione per il totale degli otto pozzi era di circa 1.000 BOE al giorno, e prevediamo che questo divario ci sarà, ma diminuirà nel corso l'anno poiché l'aspettativa precedente diminuisce come fanno sempre i pozzi.
Grazie per aver risposto alla domanda.Uno dei punti che hai sottolineato nella tua introduzione, in un certo senso, è che hai rimodellato la base patrimoniale per renderla un puro gioco dell'emisfero occidentale.Ma c'è ancora l'esplorazione del Vietnam e sembra che sia un po' un ripensamento a questo punto.Quindi sono curioso di sapere quale sia la logica per conservare tali risorse?
C'è un significativo rialzo in questi asset.Abbiamo una scoperta significativa lì che porteremo online, stiamo attualmente facendo feed e avremo l'approvazione del piano di sviluppo sul campo lì attraverso il governo - il governo è stato così lento.E noi, con la nostra allocazione di capitale, non li abbiamo affrettati, se vuoi.È una situazione davvero unica.Abbiamo appena aggiunto un altro blocco con un impegno unico, abbiamo una serie di prospettive a basso rischio forate da jack-up e ci consentono tutti i tipi di rialzo, ma in questo momento particolare con l'allocazione del capitale di avere un CAGAR limitato e gratuito flusso di cassa e la creazione di un business con un significativo flusso di cassa libero.È stato rallentato nei primi due anni per la nostra attività, ma l'anno prossimo eseguiremo sicuramente trivellazioni lì, e questo per noi è un sonno significativo e ci consente tutti i tipi di flessibilità che coinvolgono diverse parti della nostra attività in futuro.
Quindi, come il Vietnam, abbiamo una posizione davvero unica, una posizione di ingresso molto economica, una scoperta molto bella lì, ci sarà: essere inserito nel nostro piano a lungo termine è all'interno di ciò che abbiamo rivelato qui e ne siamo molto entusiasti.Semplicemente non essendoci una grande capitale quest'anno per tutti quei motivi di cui leggiamo ogni giorno.
Ok, un'altra domanda esplorativa, se ricordo bene, penso che sia stato cinque o sei anni fa che hai fatto degli sforzi per fare delle trivellazioni in Suriname, uno dei primi, credo, E&P internazionali a farlo.E poi tutto ciò è svanito nel modo in cui ora, ovviamente, vediamo i titoli del Suriname su base apparentemente quotidiana.Sono curioso, se hai qualche interesse a rivisitare le opportunità in quella geografia emergente?
Siamo interessati a tutte le opportunità nell'emisfero in cui ci concentriamo, ovvero il Sud America, il Golfo del Messico vero e proprio e il Messico offshore, dove abbiamo un blocco significativo e recentemente abbiamo aggiunto in Brasile un altro segmento nel bacino di Portiguar.Quei pozzi che stavamo perforando tanti anni fa, sono un gioco completamente diverso, un tempo completamente diverso.Come sapete, siamo stati un'esplorazione globale, ma stiamo cercando di concentrarci sull'avere più informazioni e più concentrati sui dati e solo sui bacini in cui lavoriamo.Solo perché non abbiamo partecipato, non significa che non abbiamo guardato lì e che il prezzo del poker era superiore a quello che volevamo fare.E anche a volte in un paese come quello sembra semplice, ma quando vedi i diversi accordi che hai sottoscritto, guardare la giornata di qualcuno ti limiterà molto in una prospettiva di sviluppo del business futuro.E in alcuni di questi luoghi non siamo in grado di stipulare un accordo in cui preferiremmo lavorare. Quindi guardiamo in questa regione, non siamo contrari a lavorare lì, ma non abbiamo trovato un'opportunità a cui vorremmo partecipare e dove possiamo aggiungere un significativo valore per gli azionisti.
Va bene.Non abbiamo più domande oggi e questo porrà fine alla nostra chiamata oggi.Apprezziamo tutti per l'ascolto e ci vediamo al nostro prossimo risultato trimestrale.Grazie mille.
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Orario di pubblicazione: 24 febbraio 2020