US-Golf: Infrastrukturgesteuerte Exploration

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2019 kehrten die Aussichten auf der grünen Wiese im US-Golf von Mexiko in den Vordergrund der vorgelagerten Planung zurück. Chevron verfolgt das 20.000 psi-Ankerprojekt, während Shell beabsichtigt, das Vito-Semi-Sub zu replizieren, um seine Whale-Entdeckung zu entwickeln. In der Zwischenzeit macht BP weitere Fortschritte bei der Entwicklung von Argos (Mad Dog Phase 2) und sucht 2021 nach dem ersten Öl.

Diese Projekte bieten erhebliche Chancen für die internationale Lieferkette - Fabrikationshöfe, Unterwasser-Versorgungsleitungen, Tragegurte und -leitungen (SURF) sowie Unterwasser-Akteure, sind jedoch wettbewerbsintensiv und bewegen sich relativ langsam. Wir gehen davon aus, dass 2020 eine Reihe endgültiger Investitionsentscheidungen (FID) getroffen werden, die erste Produktion wird jedoch voraussichtlich nicht vor 2022 und darüber hinaus erfolgen.

Eine infrastrukturgesteuerte Exploration führt andererseits in Kombination mit neuen seismischen Bildgebungstechniken zu kostengünstigen Entwicklungen und einer kurzen Zykluszeit bis zur ersten Produktion. Neuentdeckungen können in weniger als einem Jahr online gekauft werden. In einigen Fällen wurde die Zeit bis zum ersten Ölwechsel auf nur sechs Monate verkürzt. Das Modell wird neben BP, Chevron und Shell auch von Kosmos, Murphy, LLOG, Talos und Fieldwood sowie anderen unabhängigen Betreibern im Golf der USA eingesetzt.

Insgesamt belegen die jüngsten Explorationserfolge die Wettbewerbsfähigkeit der US-amerikanischen Mittel- und Tiefseemärkte als Quelle für eine kostengünstige, schnelle Produktion. Der Raffhalter-Markt ist so robust wie auf dem Höhepunkt des letzten Zyklus.

Unabhängige fahren Industriebrachenprojekte
Im April gab Murphy einen Cash-Deal in Höhe von 1,375 Milliarden US-Dollar bekannt , um sieben produzierende Felder und vier kurzfristige Entwicklungsprojekte von einem Joint Venture zwischen LLOG und Bluewater zu erwerben. Die Transaktion setzt die Umwandlung von Murphy in einen ölgewichteten Tiefseebetreiber im Golf von Mexiko fort, nachdem zuvor ein Joint Venture mit Petrobras (75.000 / Boed brutto für Cascade, Chinook usw.) und die Veräußerung des malaysischen Fußabdrucks an PTTEP im Wert von 2,1 Mrd. USD abgeschlossen worden waren.

Trotz der Veräußerung der Interessenten Nearly Headless Nick, Khaleesi, Mormont, Calliope und Ourse kaufte LLOG zwischen Januar und Juli sechs Tiefsee-Bohrlöcher, die in Betrieb waren.

Die ersten beiden Bohrlöcher in Buckskin wurden Ende Juni als 6-Meilen-Raffhalter für die Lucius-Plattform in Betrieb genommen. TechnipFMC lieferte einen Großteil der Unterwasserausrüstung, darunter 15.000 psi-Bäume, 8-Zoll-Förderleitungen und einen Gaslift auf Riserbasis.

Neben Buckskin hat LLOG vier weitere Entwicklungsbohrungen online bei Who Dat, Red Zinger und Mandy gekauft. In der Zwischenzeit soll die Zwei-Brunnen-Entwicklung Stonefly im Dezember ihre Produktion aufnehmen. Das Projekt sieht zwei Bohrlöcher vor, die an die Ram Powell-Plattform gebunden sind, die Talos gehört. Laut LLOG soll das Projekt im Dezember 2019 die erste Produktion erreichen.

(Bild: MSI)

Kosmos wird ein wichtiger Kunde sein
In der Zwischenzeit bohrte Kosmos nach seinem Erfolg in Gladden Deep weitere drei Explorationsbohrungen im US-Golf von Mexiko. Die Prospekte Moneypenny, Resolution und Oldfield zielen auf rund 100 Millionen Boe Nettoressource. Moneypenny ist der kleinste und sollte als Bindeglied zu LLOGs Delta House-Anlage entwickelt werden, aber es blieb trocken. Es wurde im Oktober 2019 veröffentlicht, ähnlich wie in der Resolution, die Bruttoressourcen zwischen 100 und 200 Millionen Boe anstrebt. Es ist wahrscheinlich, dass die Auflösung zunächst als Anknüpfung an den Gunnison-Holm von Oxy (zuvor Anadarko) entwickelt wird, sie könnte jedoch je nach dem Ergebnis der Explorationsbohrung als Hub entwickelt werden. Oldfield hat im Dezember 2019 ein Ziel von rund 30 Millionen Boe und Spud. Sollte es sich als erfolgreich erweisen, wird es wahrscheinlich als Tieback für den Devils Tower-Holm entwickelt.

Fieldwood und Talos werden auch versuchen, die Orlov-Entdeckung als Raffinesse für Bullwinkle im Green Canyon-Block 158 zu entwickeln. Der Brunnen wurde gebohrt und hat das Potenzial, zwischen 8.000 und 15.000 / Boed zu liefern. Orlov ist ein amplitudengestütztes miozänes Projekt mit ähnlichen geophysikalischen und strukturellen Merkmalen wie das von Talos betriebene Boris-Feld (eingebunden in den Helix-Produzenten), das rund 27 Millionen Boe produziert hat.

Dieser wiederkehrende Appetit auf Erkundung spiegelt die Auswirkungen neuer Technologien in ausgereiften Becken wider. Geringere Kosten für das Bohren, Aufnehmen und Fertigstellen in Verbindung mit Effizienzgewinnen beim Bohren bedeuten, dass solche Aussichten selbst in einem Umfeld mit niedrigen Rohstoffpreisen überzeugend sein können und es mehr Möglichkeiten gibt, neue Reserven an die etablierte Infrastruktur im US-Golf zu binden als in jedem anderen großen Offshore-Becken. Es gibt Kapazitätsreserven in bestehenden Tiefen- und Mittelwasser-Host-Anlagen und eine etablierte Pipeline-Infrastruktur, an die angebunden werden kann.

Der Großteil der jüngsten Aktivitäten konzentrierte sich auf die Aktivitäten kleinerer unabhängiger Gruppen, aber sie sind nicht allein. Konzentration auf etwas tiefere Gewässer. Shell, Chevron und BP haben alle in kostengünstige Raffhalterlösungen für ihre vorhandenen Produktionszentren investiert.

Shell wacht auf
Shell hat eine FID für das Powernap-Projekt im US-Golf von Mexiko durchgeführt. Die Entwicklung galt aufgrund ihres Standorts lange Zeit als Rückgriff auf Vito, stattdessen werden drei Bohrlöcher an Olympus zurückgebunden. Laut Shell hat das Projekt eine Gewinnschwelle von unter 35 USD / Barrel.

Ab Juni befand sich das Projekt laut der Präsentation des Shell Management Day im Stadium des Front-End-Engineerings und -Designs (FEED). Die drei Vertiefungen werden zu einem PLEM verbunden, das über Riser-Basisschlitten mit Olympus verbunden wird. Unterwasserleitungen verbinden auch einen Gasliftverteiler mit dem PLEM. Das Projekt wird eine einzige Versorgungsleitung umfassen.

Anfang des Jahres sicherte sich TechnipFMC das integrierte Paket SURF / Subsea Production Systems (SPS) für das Phase-3-Projekt Atlantis von BP. Die Entwicklung von 1,3 Mrd. USD erfolgt nach der Entdeckung von rund 400 Mio. boe inkrementeller Reserven im Becken unterhalb der Salzschicht im Jahr 2017. Die Atlantis-Anlage kann neben 180 Millionen CuFt / d Gas 200.000 b / d Öl fördern. Das Phase-3-Projekt soll die Produktion um 38.000 b / d steigern und den Zugang zum östlichen Bereich des Reservoirs ermöglichen. Die gleiche seismische Technologie, mit der die inkrementellen Fässer bei Atlantis entdeckt wurden, hat auch bei Thunder Horse eine weitere Milliarde Boe entdeckt.