De Georgina McCartney
HOUSTON (Reuters) – Pe măsură ce Big Oil revine săptămâna aceasta la vitrina anuală a industriei pentru proiectele și echipamentele energetice offshore din Houston, descoperirile în ape adânci în largul Guyanei, Namibiei și Coastei Golfului SUA vor fi în centrul atenției.
Explorările offshore s-au diminuat după ce boom-ul de șist din SUA a dus la aprovizionare cu petrol noi și mai ieftine, iar depășirile anterioare ale costurilor offshore au împins proiectele de apă adâncă în piesele industriei.
Proiectele mai noi în apă adâncă au atributele pe care companiile de petrol și gaze le caută: producție pe termen lung, costuri mai mici de rentabilitate, potențiale mari de resurse și emisii de carbon mai reduse, a declarat Pablo Medina, șeful noilor întreprinderi la consultanții energetici Welligence.
„Deepwater este din nou în vogă”, a spus Medina.
Cheltuielile de capital pentru forajele noi de adâncime sunt pe cale să atingă un maxim din ultimii 12 ani anul viitor, prezice compania de consultanță Rystad Energy. Investițiile în câmpuri de apă adâncă, noi și existente, ar putea atinge 130,7 miliarde de dolari în 2027, o creștere cu 30% față de 2023, se arată în comunicat.
„Revenirea operațiunilor offshore și de adâncime va fi un subiect important la OTC, iar Namibia va fi vorba despre spectacol”, a declarat James West, director general senior la firma financiară Evercore, referindu-se la seria recentă de descoperiri de petrol. în largul coastei Africii de Vest.
Perioade de rambursare mai rapide
Cu prețurile țițeiului de peste 70 de dolari pe baril, producătorii de energie se pot aștepta la o rentabilitate a proiectelor lor de mai multe miliarde de dolari în apă adâncă în șase ani, o perioadă relativ scurtă, având în vedere durata de viață mai lungă a puțurilor în comparație cu șist, a explicat Matt Hale, vicepreședintele aprovizionare. cercetare în lanț la Rystad, la Rystad Energy Forum din Houston luna trecută.
Resursele de apă adâncă oferă, de asemenea, o intensitate mai mică a emisiilor de carbon decât șist și alte petroluri, cu o medie de 2 kg de dioxid de carbon pe baril mai puțin decât șist, a spus Hale. Acest lucru atrage investitorii care caută pariuri mai sigure pe măsură ce reglementările de mediu se înăsprește.
Entuziasmul pentru offshore a crescut odată cu descoperirile și descoperirile tehnologice. Se estimează că Mopane din Namibia va deţine până la 10 miliarde de barili de petrol, a declarat luna trecută compania portugheză Galp Energia.
Chevron și TotalEnergies au făcut o descoperire în mediile cu presiune ultra-înaltă cu proiectul lor Anchor în Golful Mexic, primul din lume care operează la presiuni insondabile de 20.000 de lire sterline pe inch pătrat (psi). Platforma Anchor se pregătește să înceapă producția în largul coastei Louisiana, iar la apogeul său va produce până la 75.000 de barili pe zi (bpd) de țiței și va funcționa timp de 30 de ani.
Blocul Stabroek din largul coastei Guyanei a demonstrat potențialul de producție cu costuri reduse care rivalizează cu cele mai bune câmpuri de apă adâncă din altă parte.
În următorii șase ani, mai mult de jumătate din resursele sale recuperabile sunt de așteptat să pompeze la un preț de rentabilitate de mai puțin de 30 de dolari pe baril, potrivit Rystad. Este comparabil cu pragul de rentabilitate a aproximativ 80% din resursele recuperabile de adâncime din Norvegia, estimează Rystad.
Interesul reînnoit pentru apele adânci a stimulat cererea și rezultatele pentru contractorii de foraj offshore. Tarifele pentru unele nave au depășit 500.000 de dolari pe zi, iar duratele contractelor se prelungesc pe măsură ce aprovizionarea navelor scade.
„Ajungem la acest crescendo în următoarele aproximativ 18 luni, unde piața (platformelor de apă adâncă) se va echilibra”, a declarat Leslie Cook, analist al lanțului de aprovizionare la consultanții Wood Mackenzie.
(Reportaj de Georgina McCartney la Houston; Editare de Sam Holmes)