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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 passare la conferenza a Kelly Whitley, vicepresidente, relazioni con gli investitori e comunicazioni.Per favore prosegui.
Buongiorno e grazie a tutti per esservi uniti a noi nella nostra telefonata sugli utili del quarto trimestre di oggi.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 segui il nostro webcast di oggi.Durante i numeri di produzione delle chiamate di oggi, le riserve e gli importi finanziari vengono adeguati per escludere la partecipazione 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 è possibile garantire che questi eventi si verificheranno o che le proiezioni saranno raggiunte.Esiste una varietà di fattori che possono far sì che i risultati effettivi differiscano.Per ulteriori discussioni sui fattori di rischio, vedere la relazione annuale 2018 di Murphy sul modulo 10-K in archivio presso la SEC.Murphy non si assume alcun obbligo di aggiornare pubblicamente o rivedere qualsiasi dichiarazione previsionale.
Grazie, Kelly.Buongiorno a tutti e grazie per aver ascoltato la nostra chiamata di oggi.Nella diapositiva 2 nel corso del '19 abbiamo eseguito con successo il nostro piano aziendale di produrre attività ponderate sul petrolio per i nostri volumi crescenti all'interno del flusso di cassa, generando maggiori realizzazioni di rendimento e trasformando l'azienda per un valore a lungo termine mentre continuiamo a restituire il 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 visto aumenti significativi della produzione dal nostro asset Eagle Ford Shale e dal Golfo del Messico e siamo orgogliosi di essere tra i primi cinque nel Golfo del Messico Operatore messicano.Praticamente tutta la nostra produzione di petrolio continua a essere venduta a un premio a WTI, West Texas Intermediate e, di conseguenza, abbiamo generato 145 milioni di dollari di free cash flow nel 2019. Utilizziamo questi fondi in aggiunta ai proventi della vendita della nostra Malaysia 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.Crediamo che Murphy sia una società trasformata con un grande potenziale in vista mentre continuiamo a sviluppare le nostre attività Eagle Ford Shale, Canada e Golfo del Messico con un promettente rialzo dai nostri programmi di esplorazione nel Golfo del Messico, Brasile e Messico.
Ancora più importante, abbiamo annunciato oggi di aver sottoscritto 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 sul capitale storico e futuro per il progetto, incluso 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 fermo non pianificati non operati di 1.900 barili equivalenti al giorno nel Golfo e i 1.000 barili equivalenti al giorno a Terra Nova nell'offshore del Canada, come e ha operato tempi di fermo non pianificati di 1.500 barili equivalenti a causa di un malfunzionamento delle apparecchiature sottomarine nel nostro campo di Neidermeyer nel Golfo del Messico.Ciò ha comportato un impatto di cinque giorni sul campo dei tre pozzi e un pozzo rimane inattivo fino al completamento delle riparazioni entro il secondo trimestre 2020.
Per quanto riguarda Terra Nova, abbiamo previsto che il campo rimarrà fermo per tutto il 2020 per affrontare gli aggiornamenti delle apparecchiature di sicurezza e completare i lavori in 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 più di 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 - pozzi di lavoro sui pozzi ad alto tasso e Catarina, nonché un pozzi di New East Tilden che si sono comportati al di sotto dei pozzi storici di Tilden, ma producendo al di sotto della previsione che abbiamo utilizzato nel trimestre.Complessivamente, la produzione dell'intero anno 2019 è stata in media di 173.000 equivalenti al giorno era composta per il 67% da liquidi, in particolare i volumi di petrolio sono cresciuti del 14% dall'intero anno '18 a oltre 103.000 equivalenti al giorno, in parte grazie alla vendita di asset malesi più gassosi, un'aggiunta della produzione ponderata in petrolio del Golfo del Messico.
Diapositiva 4, la nostra base di riserva rimane considerevole nel 2019 con l'acquisto di attività del Golfo del Messico parzialmente compensato, compensando la vendita di proprietà in Malesia a metà anno.Le nostre riserve certe totali alla fine del 2019 erano 800 milioni di equivalenti al giorno con il 57% di liquidi.E manteniamo la vita di riserva di quasi 12 anni.Inoltre, abbiamo aumentato la nostra classificazione di sviluppo comprovato al 57% delle riserve totali dal 50% nel 2018. Complessivamente, il nostro rapporto di sostituzione delle riserve organiche in un anno è stato del 172%, mentre il nostro costo F&D triennale è di poco inferiore a $ 13 per BOE.
Grazie Roger e buongiorno a tutti.Per il quarto trimestre i risultati di Murphy sono stati significativamente influenzati da una grossa perdita mark-to-market non in contanti di $ 133 milioni sulle nostre coperture petrolifere, che quest'anno è stata in media di $ 56,42 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 alla chiusura delle attività di ieri avremmo una posizione mark-to-market positiva di circa $ 56 milioni;in gran parte come risultato di questa perdita, abbiamo registrato una perdita netta di $ 72 milioni per il quarto trimestre o un negativo di $ 0,46 per azione.
Tuttavia, quando si corregge per questa perdita mark-to-market in alcune altre voci, abbiamo guadagnato $ 25 milioni di utili rettificati o $ 0,16 per azione diluita.Gli utili rettificati annullano 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 per un totale di circa $ 138 milioni dopo le tasse.
Diapositiva 6, una componente chiave della strategia di Murphy è operare all'interno del flusso di cassa con la liquidità in eccesso restituita agli azionisti attraverso il nostro dividendo trimestrale.Come puoi vedere nella diapositiva, abbiamo ottenuto di nuovo 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 delle operazioni è stata pari a 336 milioni di dollari, mentre le aggiunte di proprietà ei costi per le buche a secco sono ammontati a 335 milioni di dollari, risultando in un flusso di cassa libero positivo di 1 milione di dollari.Noterò che questo è dopo aver considerato una modifica del capitale circolante che ha comportato una riduzione della liquidità delle operazioni di $ 57 milioni.
Nell'anno fiscale 2019 in totale 1,5 miliardi di dollari di liquidità dalle operazioni hanno finanziato 1,3 miliardi di dollari di aggiunte di proprietà, 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 da $ 500 milioni nell'ottobre 2019. Inoltre, durante il trimestre, abbiamo esteso il nostro profilo di scadenza del debito con l'emissione di $ 550 milioni di titoli senior al 5,875% con scadenza nel 2027 e utilizzato i proventi per l'asta e riacquistare un totale di $ 521 milioni di titoli senior con scadenza nel 2022. La nostra solidità 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 attività ponderate per il petrolio ad alto margine continua a dare i suoi frutti è che il 95% dei nostri volumi di petrolio è stato nuovamente venduto a un premio al WTI per il trimestre, anche con differenziali restrittivi tra i mercati della costa del Golfo.Il nostro core Eagle Ford Shale e le attività offshore nordamericane continuano a generare ottimi risultati con un EBITDA per BOE a livello di campo rispettivamente di $ 31 e $ 30 al barile nel trimestre.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 di Murphy è il continuo ritorno di denaro 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.Questo può essere ottenuto solo attraverso la generazione di flussi di cassa gratuiti, cosa che abbiamo fatto anno dopo anno.In tutto Murphy ha restituito quasi 4 miliardi di dollari in contanti ai suoi azionisti dal 2012 attraverso dividendi e riacquisti di azioni senza emissioni di azioni.
Grazie, Davide.Diapositiva 9 Quando iniziamo il nostro 70° anno come entità incorporata, siamo molto orgogliosi della nostra rigida governance interna, che supporta le nostre operazioni nella stabilità finanziaria complessiva.I membri del nostro consiglio hanno una straordinaria esperienza nel settore, in particolare con operazioni in HSE e con la loro guida e supporto Murphy crea continuamente risposte ai problemi di sicurezza ambientale, in particolare stabilendo nel comitato HSE fin dal 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 più alti del governo e si colloca il 75% al di sopra della nostra media dei pari.
Nella diapositiva 10, il nostro Consiglio di amministrazione nel comitato HSE insieme alla leadership dell'azienda rimane concentrato sui cambiamenti climatici, sulla sicurezza e su altri effetti operativi sull'ambiente, è un orgoglioso membro della partnership ambientale Murphy monitora e tiene traccia di una varietà di tassi di fuoriuscita istantanei con obiettivi interni, alcuni dei quali legati alla retribuzione.I team sono incoraggiati a pensare oltre il possibile proponendo i nostri accordi per operazioni sostenibili come il riciclaggio del 100% della nostra 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 frac alimentate a gas naturale attraverso le nostre portafoglio onshore.Con il nostro nuovo portafoglio, prevediamo una riduzione del 50% delle emissioni dal 2018 al 2020.
Passando ora alla diapositiva 12, 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, dato che non si è verificata alcuna attività negli ultimi due mesi dell'anno, si prevede che la produzione diminuirà nel primo trimestre, poiché i nuovi pozzi non saranno stati messi in linea per ora da oltre 100 giorni.Il programma 2019 di 91 pozzi offre al nostro team onshore un'ampia pista per aumentare l'efficienza di perforazione e completamento, le posizioni dei pozzi di raffinazione, i tempi dell'impianto di perforazione e l'adeguamento dei metodi di completamento.Di conseguenza, il nostro costo medio è migliorato a meno di $ 6 milioni per pozzo.Insieme a ciò, la nostra performance sui pozzi medi dell'EUR continua a migliorare, oltre al notevole restringimento dell'intervallo interquartile complessivo dal 2016.
Diapositiva 13, dall'acquisizione della superficie coltivata a Kaybob Duvernay nel '16, ora abbiamo più di 80 pozzi operativi in tutta la struttura, la produzione è rimasta sostanzialmente piatta nel quarto trimestre a 9.000 equivalenti al giorno con il 55% di petrolio.Per l'anno le prestazioni del pozzo hanno superato le aspettative di circa il 20% circa, abbiamo ottenuto diversi risultati operativi nell'area, con la perforazione e il completamento del nostro pozzo a basso costo 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.Come parte del nostro processo di miglioramento continuo, Murphy ha iniziato a utilizzare il bi-carburante per ridurre le emissioni di gas serra e i costi del diesel nel Kaybob Duvernay, questo ha già ottenuto una riduzione del 30% delle emissioni per quest'area.
Diapositiva 14, la nostra risorsa Tupper Montney ha prodotto 260 milioni di piedi cubi al giorno durante il trimestre.Siamo entusiasti dei risultati dei nostri pozzi 2019 in quanto sono stati in trend e allineati con curve di tipo 24 Bcf, un aumento rispetto al precedente trend di 18 Bcf nel 2018. Nel complesso, abbiamo generato un free cash flow positivo nel 2019 con un prezzo medio realizzato di CAD 2,15 per Mcf.
Diapositiva 16 nella nostra attività nel Golfo del Messico Murphy è ora in questo portafoglio recentemente ampliato nel 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 portato in linea tre pozzi dopo aver completato le attività di collegamento e workover.Inoltre, come accennato in precedenza, abbiamo eseguito un memorandum della nostra intesa riguardo al 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 perforazione che perfora un programma a tre pozzi a Front Runner e una nave di perforazione che conduce due lavori sottomarini back-to-back, nel primo tipo del 2020. Come dettaglieremo, questi progetti insieme ad altri elencati nella diapositiva portano online volumi aggiuntivi per sostenere il nostro tasso di produzione a lungo termine come precedentemente divulgato.Anche i nostri grandi progetti a lungo termine a Khaleesi / Mormont e Samurai stanno procedendo bene con l'ingegneria sottomarina e i contratti di costruzione recentemente aggiudicati in base al budget.
Diapositiva 19, per il primo trimestre 2020, prevediamo una produzione compresa tra 181.000 e 193.000 equivalenti al giorno, tenendo conto dei declini naturali e dei tempi di inattività pianificati, inclusi più di 3.000 equivalenti al giorno associati alla permanenza di Terra Nova offline.La produzione da 190.000 a 202.000 al 60% del petrolio è prevista per l'intero anno 2020 sulla base del piano di capitale da $ 1,4 miliardi a $ 1,5 miliardi.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 poiché abbiamo acquisito nuove attività nel Golfo nel 2019 c'è un progetto per St. Malo waterflood, il capitale richiesto a breve termine con aumento della produzione previsto in tre anni.Questo progetto ha influito sulla nostra allocazione di capitale per il 2020 poiché la nostra dedizione alla 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 continuare il nostro dividendo di lunga data e mantenere rapporti tra debito netto e EBITDA di circa 1,5 volte.
Diapositiva 20, come abbiamo discusso nei trimestri precedenti, il nostro piano quinquennale per il Golfo del Messico raggiunge una produzione media di circa 85.000 equivalenti.Per il 2020, il nostro investimento totale di 440 milioni di dollari genera una produzione media annuale di 86.000 equivalenti al giorno con sei pozzi operati e cinque non operati che entrano in funzione durante tutto l'anno.Il piano di progetto per il 2020 è una combinazione di piattaforme, workover e tieback, come descritto in dettaglio nella diapositiva precedente.Complessivamente, quest'anno genereranno circa 1 miliardo di dollari di cash flow operativo.
Diapositiva 21, sulla base del punto medio della nostra guida sugli investimenti, il nostro budget onshore dovrebbe essere di $ 855 milioni con circa l'80% allocato all'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 sono entrati in funzione quest'anno erano concentrati principalmente nelle nostre aree di Karnes e Catarina.Inoltre, abbiamo un interesse di lavoro medio del 24% e 59 pozzi lordi non gestiti che dovrebbero entrare in funzione durante 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 significativa crescita ponderata per il petrolio ci riporta a un livello che non vedevamo da diversi anni.A Kaybob Duvernay, prevediamo di spendere 125 milioni di dollari per portare in linea 16 pozzi gestiti mentre adempiamo al nostro carico 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 per portare online cinque pozzi a questo livello di spesa di capitale, questi pozzi generano denaro gratuito a prezzi di circa CAD 1,60 AECO.La spesa limitata all'interno del flusso di cassa libero in questa grande risorsa è ben inserita nel nostro portafoglio come parte del fabbisogno globale di gas naturale come sostituto del carbone a lungo termine e 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 e perforare quattro pozzi, consentendoci di puntare a oltre $ 500 milioni di barili equivalenti di risorse.Sul lato statunitense del Golfo, deteniamo una quota di lavoro non-op del 12% nel pozzo del monte Ouray.Questa prospettiva dovrebbe emergere alla fine del secondo trimestre.Siamo molto entusiasti del nostro programma di due pozzi in Messico;in primo luogo, abbiamo in programma di sputare bene Cholula Appraisal, seguito da una nuova prospettiva mirata al primo pozzo sub-sale in assoluto in Messico chiamato Batopilas.Entrambi i pozzi sono strategici nei nostri piani futuri e di gran lunga in Messico.In Brasile continuiamo a maturare diverse prospettive, oltre a impianti, e la pianificazione è in corso.Il nostro partner prevede di sputare il primo pozzo all'inizio del 2021.
Diapositiva 23, se guardi ai nostri piani nei prossimi anni, credo che saremo in grado di generare circa 1,4 miliardi di dollari di liquidità gratuita dopo il nostro dividendo, fornendo al contempo circa il 5% di CAGAR di produzione, il tutto mantenendo il 60% di ponderazione del petrolio.Otterremo questo obiettivo stanziando in media circa $ 1,3 miliardi di capitale all'anno con questo programma compreso tra l'1,4% e l'1,5% nel 2020, che dovrebbe essere l'anno più alto di spesa in conto capitale.Nei prossimi cinque anni, la nostra risorsa 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 dal 10% al 12%.Come abbiamo pianificato la nostra spesa annuale di $ 100 milioni di capitale ed esplorazione, che ci consente di perforare da tre a cinque pozzi all'anno.Sono sicuro che sarai d'accordo che questo è un programma pluriennale significativo.
Diapositiva 24, mentre entriamo nel nostro 70° anno come società, Murphy Oil è ben posizionata per il futuro dopo essere uscita da un altro anno di rendimento totale degli azionisti del primo quartile, rispetto al nostro gruppo di pari abbiamo raggiunto la classifica del 95 percentile nel rendimento totale degli azionisti negli ultimi tre anni.Il nostro portafoglio recentemente trasformato con rialzo dell'esplorazione ha una capacità continua di fornire un flusso di cassa gratuito superiore al nostro rendimento da dividendo competitivo.
In conclusione, sento che abbiamo compiuto con successo un cambiamento monumentale 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 in grado di generare flussi di cassa gratuiti e restituire dividendi: dividendi significativi per i nostri azionisti oggi.E abbiamo la capacità unica di creare vantaggio per i nostri azionisti con continui programmi di esplorazione strategica.Stiamo allocando capitale alle nostre attività ponderate per il petrolio ad alto margine per generare una crescita redditizia, stiamo facendo tutto questo tenendo d'occhio i modi per continuare a operare in modo sostenibile in futuro.
Grazie.Onorevoli colleghi, 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 è sull'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 potresti parlare con quale le aspettative sono nel 2020 rispetto al 2019 dal punto di vista del totale in EUR di petrolio.Quali sono i rischi al rialzo e al ribasso per raggiungere il percorso di crescita che spingerebbe la produzione a 60.000 BOE al giorno nel quarto trimestre?
Ebbene Brian, vedremo la nostra continuazione di ciò che non sono sicuro sulla stessa traiettoria che abbiamo avuto in passato, vediamo che questo sta migliorando leggermente con la tecnologia frac e grandi miglioramenti che il nostro team ha apportato.Anche quest'anno è un programma completamente 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 niente di sbagliato, era un'idea che questi pozzi di Tilden stessero andando 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 andato tornare al livello che avremmo nel piano a lungo termine su un numero molto limitato di pozzi nel quarto trimestre.
La questione 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 molto interessanti: pozzi Eagle Ford Shale più bassi e alcuni pozzi Austin Chalk molto belli.Quindi stanno sostituendo la nostra tipica allocazione di capitale a Tilden e che stiamo perforando più core of core quest'anno e un profilo di rischio completamente 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 fino ad oggi in Eagle Ford , Brian.
Grande.Grazie.E poi la seconda è un paio di domande sull'offshore.Puoi parlare della tendenza che stai vedendo sul lato dei costi e dei rischi al rialzo rispetto al ribasso?E poi, separatamente, renditi conto che i tempi di inattività e la volatilità sono la parte normale dell'operare ovunque, in particolare nell'offshore, ma puoi parlare di come stai rischiando i tempi di inattività nella guida del 2020, alla luce di ciò che abbiamo visto di recente qui?
Bene, nell'immagine del centro ci sono due tipi di tempi di inattività in ambiente offshore, ci sono tempi di inattività associati ad avanzamenti non pianificati che ti sono capitati di tanto in tanto.In genere abbiamo e abbiamo quest'anno 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.Bene, è difficile prevedere a volte, Brian sono le situazioni meccaniche che accadono sul pozzo come il malfunzionamento sottomarino di questi nuovi asset, come ho detto prima oggi abbiamo questi asset per sei mesi e l'apparato si è rotto, se vuoi o un alimentazione ombelicale e linea di trasporto idraulica e abbiamo dovuto avvolgerlo e ripararlo, quelli sono difficili da posizionare a quel livello e sono molto rari.
Ma dal nostro punto di vista generale del centro, abbiamo questo benchmark e questo è ciò che facciamo normalmente e ciò che normalmente vediamo al di fuori di eventi una tantum.E poiché 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, il 5% è un buon po' per l'anno in cui, Brian per un periodo di 365 giorni ha incluso un -- scusami sette giorni di produzione zero nel Golfo per l'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 un rischio appropriato.
E un altro rischio che abbiamo messo in questo, quello significativo come se il tuo contatore di barili fosse l'asset Terra Nova avrebbe dovuto produrre fino a maggio ed entrare per un bacino di carenaggio di sei mesi e tornare in ottobre e a causa della situazione sconosciuta lì 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 ce l'abbiamo fatta, puoi abbassare lo zero, Brian.E poi lo inseriamo e gestiamo i nostri tempi di fermo 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 quello che abbiamo.
Come situazione di costo, Brian.Ci sarà un aumento delle tariffe giornaliere nel lungo periodo.Lo abbiamo inserito nei nostri piani.Non mi piace davvero discutere le tariffe che abbiamo su diversi rig.Ma ovviamente ciò aumenterà, penso che dovremo aumentare per i fornitori di quel servizio, stiamo vedendo sotto il budget per le apparecchiature sottomarine e l'installazione sottomarina, che sta superando la maggior parte di ciò e continuiamo ad avere un'incredibile efficienza su le grandi navi di perforazione che stanno sorpassando in qualsiasi problema reale su un aumento della tariffa giornaliera in quanto si tratta di giorni sul posto alla fine della giornata, e il tipo di lavoro che abbiamo a Khaleesi / Mormont è appena impostato per questi impianti a doppia attività che coinvolgono , completamento e perforazione contemporaneamente -- operazioni simultanee e al momento non sono preoccupato per i costi in nessuna delle nostre attività.Poiché vedo l'efficienza consumare l'aumento della tariffa giornaliera e attualmente, quando facciamo offerte per altre apparecchiature, diminuisce nelle nostre attività offshore.
Sì, Ruggero.Mi chiedevo se potessi... sì, buongiorno, signore.Mi chiedevo se potessi approfondire l'ampia struttura della monetizzazione di King's Quay.Ragazzi, avete un ottimo bilancio solido.Mi chiedevo perché questo fosse un obiettivo strategico importante da realizzare.E magari aiutarci con come potrebbero essere i termini?
Considero la nostra situazione strategica più forte che abbiamo fatto fosse solo un'abilità su, sai, l'attenzione era sulla parità di capex del flusso di cassa.Una cosa da sapere su questo tipo di situazioni intermedie, tutta la Malesia è stata fatta in questo modo.Tutta la struttura di Thunder Hawk nel Golfo è stata realizzata in questo modo.Tutta la nostra attività è svolta da un importante mid-stream di proprietà di qualcun altro.Abbiamo operato in questo modo per molto tempo e questa è solo una continuazione di quel piano.
Non possiamo rivelare le tariffe che stiamo pagando in questa struttura, la considero una tariffa intermedia molto buona, se vuoi, bilanciando quale nostro bilancio come hai sollevato rende quella tariffa più bassa, perché abbiamo diversi rischi di credito e altre persone potrebbero partecipare a questa attività, è diventata una questione di inondazione di St. Malo che è entrata nella nostra allocazione di capitale, che è un progetto significativo a lungo termine, sta andando molto bene.E cosa avremmo fatto nei prossimi tre anni con quei 300 milioni di dollari di capitale e mantenere il CAGAR e la crescita che avevamo e che abbiamo cercato finanziariamente ancora - aiuto finanziario su quella particolare parte del progetto.
Progettiamo ancora una quantità significativa di capitale per noi e che abbiamo deciso di prenderne la proprietà e formarlo finanziariamente, se vuoi, e sono molto contento del diritto che ce l'abbiamo, naturalmente, non posso rivelarlo in quanto direbbe per cosa pagherò a metà del flusso in futuro o anche un partner lo desidera.Ma i nostri affari complessivi della nostra azienda quando questo sarà online, rimarremo un giocatore nove o sotto-nove e sento che da una prospettiva generale, questo non sarà visto nei dati finanziari.E direi inoltre 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.
Bene.E il mio follow-up, Roger, è sul modello, mi chiedevo, se potresti 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 potresti anche menzionare i tuoi pensieri sul pareggio del prezzo del petrolio nel '20 per coprire gli investimenti e il dividendo.
Bene.Da una prospettiva opex, prevedo che i nostri opex saranno più o meno gli stessi quest'anno rispetto al workover.Il nostro opex nel quarto trimestre è stato influenzato da quasi $ 3 da un singolo workover che abbiamo condotto in maniera di spesa operativa nel nostro pozzo Chinook, ovviamente che i pozzi sono stati messi in linea a 13.000 barili equivalenti al giorno, quasi tutto petrolio.E prevedo che i workover che abbiamo qui, abbiamo un interesse lavorativo inferiore per uno dei workover, e non lo vedo come un fattore importante nel differenziare il nostro totale di opx per l'anno, ma potresti avere aumenti trimestrali poiché questi pozzi di solito vengono eseguiti in circa un mese o due di lavoro 45 giorni è abbastanza tipico.Quindi potrebbe essere un rimbalzo nel trimestre, ma nel complesso i nostri affari economici per l'anno come società totale e le nostre attività nel Golfo del Messico dovrebbero essere sostenuti.
Dal punto di vista, prendi il punto centrale della guida nei nostri investimenti, che è ovviamente il nostro obiettivo.E anche l'anno scorso, abbiamo raggiunto quell'obiettivo e siamo sotto quell'obiettivo da una spesa di flusso di cassa sul rendiconto finanziario, e lo farò solo -- siamo a quell'obiettivo in base alla competenza, che non è completamente finita contanti in questo momento, ovviamente, non è il nostro obiettivo utilizzare al di sopra del fatto che abbiamo un intervallo per eventi che potrebbero verificarsi, e ora questo prezzo del petrolio chiaramente non può andare al di sopra del punto medio.Se osserviamo la striscia di oggi con i recenti impatti del virus sul prezzo del petrolio, probabilmente avremmo bisogno di $ 55 non ci sono problemi, ma se guardassi la striscia attuale, probabilmente dovremmo andare nella fascia bassa della nostra guida sugli investimenti di $ 1,4 miliardi al punto medio di $ 1,45 e mettiti in mezzo per raggiungere la copertura del dividendo.
E quando lo facciamo abbiamo alcune opportunità disponibili che non dovrebbero incidere sulla produzione per quanto riguarda alcune tempistiche in varie parti dell'azienda che hanno preferito rivelare in un secondo momento.Ma il nostro obiettivo è coprirlo;il nostro obiettivo è tagliarlo se necessario, ed essere consapevoli di questo, ovviamente, la nostra copertura, come menzionato in precedenza da David, ci sta aiutando a questo riguardo ed è inclusa in quello che ho detto.Quindi una media di $ 55 WTI per l'anno, che penso ancora sia molto realizzabile.Non è affatto un problema.E nel mondo 53, stai parlando solo di $ 20 milioni, $ 30 milioni di investimenti per gestirlo, Arun.
Ehi, buongiorno.Volevo dare un seguito un po 'su Eagle Ford qui, sicuramente ho notato che avete avuto dei tempi di inattività durante il lavoro nel quarto trimestre, solo guardando la vostra guida alla produzione Eagle Ford del primo trimestre, sembra essere in calo di circa il 15% rispetto al 4° trimestre.So che hai parlato molto del buon tempismo.Volevo solo avere un'idea se ci sono o meno anche dei workover in corso nel primo quarto degli anni '20, che in qualche modo hanno un impatto su quella produzione e poi forse potresti parlare un po' di questa produzione, una specie di cadenza per tutto l'anno.So che hai menzionato i 60.000 nel quarto trimestre, dovremmo vedere una rampa abbastanza costante nel 2° e 3° trimestre, quindi forse aiutami un po' su un po' di direzionalità sull'Eagle Ford qui?
Grazie.Leo.Quindi, nel quarto trimestre, abbiamo avuto un certo impatto da un lavoro più efficace su pozzi con un tasso più alto del normale quando abbiamo una sorta di lavoro di routine di riparazione di ascensori artificiali su Eagle Ford, abbiamo riscontrato un livello di attività simile, ma abbiamo più tempi di fermo relativo a pozzi a tasso più elevato più dei pozzi da 300 a 400 barili al giorno, invece dei pozzi da 40, 50, 60 barili al giorno.Quindi è stato un po' anormale.Abbiamo avuto alcuni nuovi pozzi messi in linea a settembre a Catarina che hanno avuto un bel po' di tempi di inattività che siamo usciti e abbiamo fatto dei lavori di pulizia della sabbia su quelli, quei pozzi ora tutti tranne uno sono tornati ai normali tassi di produzione.Quindi da quell'attività di lavoro a Catarina, probabilmente stiamo vedendo circa 500 o 600 barili al giorno di un impatto prolungato da quello mentre ci dirigiamo verso gennaio.Il resto del campo è in linea come al solito.
Nei pozzi di 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 colpito il nostro trimestre di poco più di 700 barili al giorno.L'impatto nella prima parte del 2020 è di circa 1.000 barili al giorno e tale impatto diminuirà nel corso dell'anno.Quindi stiamo vedendo un piccolo strappo nella prima parte dell'anno.Ci aspettavamo un calo naturale della Eagle Ford con la conclusione della nostra cadenza dei 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 sembrava nel primo trimestre del 2019. E poi ancora un po' di attesa nella parte successiva del secondo trimestre per i nostri pozzi di Karnes gestiti che entrano in linea.Quindi è leggermente più tardi l'aumento di nuovi pozzi nel secondo trimestre rispetto a quello che hai visto nel 2019. Ma poi una forte spinta per il resto dell'anno con più pozzi IP più alti in Catarina e Karnes che hanno contribuito alla fine del secondo e terzo trimestre e un grande spinta ai pozzi di Karnes non gestiti nel quarto trimestre del 2020.
Bene.Colore molto utile.Quindi sembra certamente che sia abbastanza indietro rispetto alla crescita di Eagle Ford nel '20 qui.
Sarà sempre così, Leo.Quando smetterai di spendere alla fine dell'anno per caricare capitali front-end, che diventerà una cosa comune in Shale.Non siamo solo Murphy.È più difficile farlo in questo modo.
Il nostro programma nel 2020 ha 14 pozzi che arriveranno in linea molto tardi alla fine dell'anno a Karnes.Quindi abbiamo una consegna dei pozzi più stabile nel 2020, rispetto al 2019. Quindi dovremmo uscire dall'anno su un massimo invece che su una tendenza al ribasso con un calo naturale.Quindi un aspetto leggermente diverso quest'anno del nostro programma.
Ok, questo è sicuramente un buon colore.So che hai detto che il 2020 è il massimo per gli investimenti, voglio dire, sembra che questo tipo di cose arrivi qui, sai, nel '21.So che avete parlato degli 85.000 BOE al giorno nel Golfo del Messico.Ma quando ho guardato le tue diapositive e ho visto alcuni dei 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 della Gulf diminuisca un po' nel '21 e poi aumenti molto nel '22. Khaleesi e Mormont hanno qualcosa da dire?
Quest'anno, sarebbe un alto limite di produzione nei prossimi due anni nel Golfo, ma non un declino molto significativo quasi, di questi pozzi sono pozzi ad alto tasso quando li vedi su questo grafico anche non evidenziati qui.Il non-op va bene, quindi è solo Kodiak in cui godiamo di un grande interesse lavorativo lì, uno dei nostri campi più redditizi con incredibili doni positivi.Molto fiducioso nella media di questo, direi che il capitale per fornire questo è probabilmente al di sotto delle indicazioni precedenti.E abbiamo pozzi significativi in arrivo qui in questa lista e anche nel non-op sia a St. Malo che a Kodiak e come -- e anche Lucius.Quindi il non-op non è evidenziato qui, ma molto fiducioso sul nostro profilo di produzione a lungo termine di questo obiettivo 85 e meno investimenti verso la fine del periodo di pianificazione.
Capito, ok.Quindi, sì, sembra che ci siano un certo numero di altri pozzi solo nelle diapositive che aiuteranno a riempirne parte.Va bene, ha senso.
E questi pozzi hanno una produzione molto alta, Leo, con vari interessi lavorativi, ma questi sono pozzi di alto livello di cui ci occupiamo qui.
Bene.No, è utile.E suppongo che forse solo per l'ultima volta sull'esplorazione.Nella tua diapositiva 22, volevo solo vedere se avremo un po' più di colore su alcuni di questi potenziali clienti che si presenteranno più avanti nell'anno in termini di ciò che pensavi sarebbe stato potenzialmente a Batopilas o del pozzo che sarai io prova a indovinare all'inizio del '21 in Brasile, solo cercando di avere un'idea di che tipo di obiettivi lordi recuperabili ci sono in quei pozzi?
Bene, voglio dire che noi -- divulgare questo tipo di questioni richiede molte, molte approvazioni da parte dei partner e quindi non abbiamo qui.Voglio dire, tipicamente nel Golfo del Messico, ti aspetteresti che il pozzo di esplorazione sia un'opportunità da 75 milioni di barili più il tipo, quelli sono quelli che puntiamo sempre lì.Nella nostra area di Cholula in Messico, l'anno scorso è stata rivelata una scoperta lì, e quella era una posizione crestale ben con un buon po' di olio, cioè aveva punti piatti se vuoi, 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 fatto molti lavori sismici 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 l'opportunità vicina che è identica ad essa, la stessa profondità dell'età della porta accanto, se vuoi, queste sono 100 milioni di cose tipo barile che stiamo sminuendo in quell'area piuttosto ampia.
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 il pozzo di Batopilas, grande ben al di sopra di $ 160 milioni di equivalenti di dimensioni ed è una struttura miocenica molto grande sotto il sale.E quindi quelle opportunità, e, naturalmente, il nostro bacino Sergipe-Alagoas, non stiamo rivelando la dimensione di tali opportunità, che puoi anticipare qualcosa del genere con il partner che dobbiamo essere piuttosto grandi.E spero che quelli siano grandi e il gioco è fatto con i 500 sopra e questo è tutto ciò che possiamo dire a riguardo.Anche in questo caso un pozzo tipico nel Golfo 75, stiamo toccando una buona parte, vicino a 100 e oltre nel Golfo -- nella regione del Messico con questo tipo di spesa [indecifrabile] di pozzi, in effetti, pozzi di trattamento.E poi una grande opportunità futura per noi in Brasile di cui siamo molto entusiasti.Ma avere una divulgazione limitata in questo momento.
Due domande, penso che il mercato non apprezzi appieno i vantaggi di St. Malo dopo il periodo del '24.Puoi solo, in un certo senso, parlare di come appare la produzione una volta che sarà online nel '23 e poi di come si evolverà lo scopo e per quanto tempo -- la longevità di quei volumi nel sistema?
Buongiorno, Gail.St. Malo raggiunge picchi di fine '23 inizio '24, aggiunge oltre 5.000 barili al giorno di produzione netta al nostro portafoglio offshore e aggiunge circa 32 milioni di barili di riserve la nostra quota e un significativo NPV, NPV nella gamma da $ 150 milioni a $ 160 milioni con un tasso di rendimento dal 18% al 20% circa a $ 55 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 avuto dei differenziali molto salutari.Potete fornire un po' di colore su come vedete i differenziali GOM nel 2020?
Sì, penso che il quadro differenziale nel Golfo sia stato molto migliore di quanto previsto dalla prospettiva dell'IMO 2020 che non ha avuto davvero un impatto importante.Le differenze sono inferiori a quelle di alcune parti del '19.Oggi, nella nostra attività su Marte in cui ci occupiamo di Marte nel Golfo del Messico, questi sarebbero tutti gli asset che abbiamo acquistato da Petrobras, così come la nostra vecchia Medusa e le sensazioni di prima linea.È 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 di essere inferiori al dollaro negativo, in effetti.E che vediamo che questo è molto meglio di quanto inizialmente pensato.
In HLS nel Golfo, circa il 21%, si tratta di greggi con margini molto, molto alti intorno al nostro pozzo non operativo Kodiak e tutte le nostre attività LLOG che abbiamo acquistato e il campo dalmata che abbiamo e su cui lavoreremo presto quarto quarto, lì era un $ 4 positivo e ora siamo chiaramente nell'intervallo 350 positivo lì, e mi sento bene per questo.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 per WTI in cui segniamo l'equipaggio.Quindi, nel complesso, dobbiamo ancora essere posizionati e credo quando guardi ai trasporti e al prezzo realizzato della nostra azienda ea dove si trovano i nostri barili.Saremo sempre positivi con quasi tutti i colleghi, perché la natura unica di dove vendiamo questi barili e siamo molto contenti degli accordi che abbiamo, pensiamo che sia un vantaggio competitivo E quindi perché abbiamo aggiunto la nostra attività nel Golfo e allocato più capitale alla nostra attività Eagle Ford.Se hai i prezzi più alti, avrai sempre un vantaggio.
Grazie.[Istruzioni per l'operatore] E la prossima domanda è di Paul Cheng della Scotia Bank.Per favore prosegui.
Se devi regolare il capex, dobbiamo presumere che sia solo in Eagle Ford o che regolerai anche in altre aree?
No, come ancora una volta 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 può essere ritardato, e alla fine dell'anno stiamo vedendo alcuni costi diversi e alcune esplorazioni.Stiamo cercando di fare quelle riduzioni in modo naturale in cui non aggiustiamo la nostra allocazione di capitale di ritorno molto elevato a workover e tie-back nel Golfo, né cambiamo il nostro programma di perforazione nell'Eagle Ford in questo momento.Mi sento a mio agio che possiamo farlo e lo faremo, se dobbiamo farlo lo faremo.
Bello.E in Brasile avete già identificato qual è il pozzo che andrete a trivellare l'anno prossimo -- all'inizio del prossimo anno?
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 lì nel tempo, e ti aspetteresti una divulgazione simile anche qui.
Bene.Quindi non sei stato in grado di darci un -- forse un obiettivo di punta del trapano o qualcosa di correlato a questo punto?
Bene.E quando dici all'inizio del prossimo anno.Parliamo dell'inizio del primo trimestre?Che cosa...
Sì.Il piano dell'impianto di perforazione è coinvolto con i permessi e il programma dei nostri partner, coinvolgendo anche alcuni altri blocchi che hanno.E prevedo che sarà all'inizio del '21 in questo momento.Si signore.
Bene.E può darsi che me lo sia perso.Ti chiedi quando stai dicendo che non avrai nessun bene in onda su Eagle Ford per i prossimi 100 giorni?
No, no, no, è da quando abbiamo messo un pozzo all'inizio di ottobre e avremo dei pozzi che scorreranno sabato.Quindi è passato molto tempo.
L'allocazione di capitale del nostro programma Shale caricato front-end ha un impatto e abbiamo sopravvalutato la produzione al di sopra del nostro tipico EUR, nel quarto trimestre ci siamo bruciati per questo.Ora abbiamo quel problema in aggiunta a un progetto caricato front-end pianificato a lungo termine.Abbiamo perforato con tre impianti a partire dalla fine dell'anno.E stiamo portando su un significativo pad da 10 pozzetti qui abbastanza velocemente e ci sentiamo bene con la nostra guida e quello che stiamo facendo lì.
Lo siamo, Paolo.Iniziamo questo -- iniziamo sabato mattina.È passato un po' di tempo, quello che sto cercando di dire è che è difficile in un gioco Shale e troverai che è raro non mettere un pozzo in 100 giorni e ma siamo tornati a fare clic e aggiungere pozzi per tutto il trimestre e abbiamo una cadenza significativa della costruzione dei pozzi, come Erik ha descritto in precedenza nella chiamata.
Ok, e l'ultimo da parte mia, puoi darci qualcosa -- qual è l'East Tilden, la buona prestazione nel quarto trimestre di cui stai parlando?E qual era la previsione aziendale che voi ragazzi usate?E hai già aggiustato quella previsione o pensi che il pozzo di East Tilden nel quarto trimestre sia stato un'anomalia e la tua previsione di capex è ancora, OK.
Certo, Paolo.Quindi i pozzi di East Tilden, li abbiamo portati online, i loro IP30 erano sostanzialmente in linea con le nostre previsioni.Non sono il numero esatto, ma una media di circa 800 BOE al giorno per gli otto pozzi.Quindi hanno un bell'aspetto per circa 30 giorni, dopodiché abbiamo iniziato a vedere un calo crescente.Quindi, come ho detto, verso gennaio il divario tra la nostra previsione precedente e l'attuale performance di produzione per il totale degli otto pozzi era di circa 1.000 BOE al giorno, e prevediamo che il divario ci sarà, ma diminuirà attraverso l'anno come l'aspettativa precedente diminuisce come fanno sempre i pozzi.
Grazie per aver risposto alla domanda.Uno dei punti che hai sottolineato nella tua introduzione è che hai rimodellato la base delle risorse per essere un gioco puro nell'emisfero occidentale.Ma hai ancora l'esplorazione del Vietnam e sembra che sia un po' un ripensamento a questo punto.Quindi sono curioso di sapere qual è la logica per mantenere tali risorse?
C'è un vantaggio significativo in queste risorse.Abbiamo una scoperta significativa lì che porteremo online, stiamo attualmente facendo feed e avremo l'approvazione del piano di sviluppo sul campo attraverso il governo - il governo lì 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 perforate da jack-up e che ci consentono tutti i tipi di rialzo, ma in questo momento particolare con l'allocazione di capitale di avere un CAGAR limitato e gratuito flusso di cassa e la creazione di un business con un flusso di cassa libero significativo.È stato rallentato nei primi due anni per la nostra attività, ma ci traforeremo sicuramente l'anno prossimo, e questo è un dormiente per noi significativo e ci consente tutti i tipi di flessibilità che coinvolgono diverse parti della nostra attività in futuro.
Quindi, come il Vietnam, avere una posizione davvero unica, una posizione di ingresso molto economica, una bella scoperta lì, ci sarà -- essere inserito nel nostro piano a lungo raggio è dentro ciò che abbiamo rivelato qui e ne siamo molto entusiasti.Semplicemente non essere una grande capitale quest'anno per tutti quei motivi di cui leggiamo ogni giorno.
Ok, un'altra domanda esplorativa, se ricordo bene, penso che cinque o sei anni fa ti sei sforzato di fare qualche trivellazione in Suriname, uno dei primi, credo, E&P internazionali a farlo.E poi quel tipo di cose è svanito ora, ovviamente, stiamo vedendo i titoli del Suriname su base apparentemente quotidiana.Sono curioso, se sei interessato a rivisitare le opportunità in quella geografia emergente?
Siamo interessati a tutte le opportunità nell'emisfero in cui ci concentriamo, che è il Sud America, il Golfo del Messico vero e proprio e il Messico offshore, dove abbiamo un blocco significativo e abbiamo recentemente aggiunto in Brasile un altro segmento nel bacino di Portiguar.Quei pozzi che stavamo perforando tanti anni fa, siamo 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 focalizzati sui dati e solo sui bacini in cui lavoriamo.Solo perché non abbiamo partecipato, non significa che non abbiamo guardato lì e il prezzo del poker era al di sopra di quello che volevamo fare.E anche a volte in un paese del genere sembra semplice, ma quando vedi i diversi accordi che hai concordato, guardare alla giornata di qualcuno ti limiterà molto in una prospettiva di sviluppo del business per il futuro.E in alcuni di quei luoghi non siamo in grado di fare 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 valore significativo per gli azionisti.
Bene.Non abbiamo più domande oggi e questo terminerà la nostra chiamata oggi.Apprezziamo tutti per l'ascolto e ci vediamo al prossimo risultato trimestrale.Grazie molte.
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Tempo di pubblicazione: 24-febbraio-2020