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Buenos días, damas y caballeros, y bienvenidos a la conferencia telefónica sobre los resultados del cuarto trimestre de 2019 de Murphy Oil Corporation.[Instrucciones del operador]
Ahora me gustaría pasar la conferencia a Kelly Whitley, Vicepresidenta de Relaciones con Inversionistas y Comunicaciones.Por favor adelante.
Buenos días, y gracias a todos por acompañarnos hoy en nuestra llamada de ganancias del cuarto trimestre.Conmigo están Roger Jenkins, presidente y director ejecutivo;David Looney, vicepresidente ejecutivo y director financiero;Mike McFadyen, Vicepresidente Ejecutivo, Offshore;y Eric Hambly, vicepresidente ejecutivo, en tierra.
Consulte las diapositivas informativas que hemos colocado en la sección Relaciones con inversores de nuestro sitio web mientras sigue nuestra transmisión por Internet de hoy.A lo largo de la convocatoria de hoy, las cifras de producción, las reservas y los montos financieros se ajustan para excluir la participación no controladora en el Golfo de México.
Diapositiva 1, tenga en cuenta que algunos de los comentarios realizados durante esta llamada se considerarán declaraciones prospectivas según se define en la Ley de Reforma de Litigios sobre Valores Privados de 1995. Como tal, no se puede garantizar que estos eventos ocurrirán o que se cumplirán las proyecciones.Existe una variedad de factores que pueden causar que los resultados reales difieran.Para obtener más información sobre los factores de riesgo, consulte el Informe anual de Murphy de 2018 en el Formulario 10-K registrado en la SEC.Murphy no tiene la obligación de actualizar o revisar públicamente ninguna declaración prospectiva.
Gracias, kelly.Buenos días a todos, y gracias por escuchar nuestro llamado hoy.En la diapositiva 2 a lo largo de 2019, ejecutamos con éxito nuestro plan corporativo de producir activos ponderados por petróleo para nuestros volúmenes crecientes dentro del flujo de efectivo, generando realizaciones de mayor rendimiento y transformando la empresa para un valor a largo plazo a medida que continuamos devolviendo capital a accionistas.
Nuestro capital total para -- nuestra producción total para el año promedió 173,000 barriles equivalentes por día con 60% de petróleo, vimos aumentos significativos en la producción de nuestro activo Eagle Ford Shale y activos del Golfo de México y estamos orgullosos de ser uno de los cinco principales del Golfo de México. Operador de México.Prácticamente toda nuestra producción de petróleo continúa vendiéndose con una prima a WTI, West Texas Intermediate y, como resultado, generamos $145 millones de flujo de caja libre en 2019. Utilizamos estos fondos además de los ingresos de la venta de nuestro petróleo en Malasia. activos para devolver más de $ 660 millones a los accionistas a través de un dividendo trimestral en curso y un importante programa de recompra de acciones.Creemos que Murphy es una empresa transformada con un gran potencial por delante a medida que continuamos desarrollando nuestros activos de Eagle Ford Shale, Canadá y el Golfo de México con un potencial positivo prometedor de nuestros programas de exploración en el Golfo de México, Brasil y México.
Lo que es más importante, anunciamos hoy que firmamos un memorando de entendimiento con ArcLight Capital Partners, con respecto a nuestra participación del 50 % en el sistema de producción flotante de King's Quay, y estamos trabajando en acuerdos definitivos con respecto al capital histórico y futuro para el proyecto, incluido el reembolso de aproximadamente $125 millones gastados en 2019. Para analizar con más detalle nuestro plan de capital completo para 2020 después de revisar los resultados del cuarto trimestre y del año completo.
Diapositiva 3. La producción del cuarto trimestre promedió 194 000 barriles equivalentes por día con un 67 % de volumen líquido, los impactos en la producción incluyeron un tiempo de inactividad no planificado no operado de 1900 barriles equivalentes por día en el Golfo y los 1000 barriles equivalentes por día en Terra Nova en la costa de Canadá, como así como el tiempo de inactividad no planificado operado del equivalente a 1500 barriles debido a un mal funcionamiento del equipo submarino en nuestro campo Neidermeyer en el Golfo de México.Esto resultó en un impacto de cinco días en el campo de tres pozos y un pozo permanece inactivo hasta que se completen las reparaciones en el segundo trimestre de 2020.
Con respecto a Terra Nova, pronosticamos que el campo permanecerá inactivo durante 2020 para abordar las actualizaciones de los equipos de seguridad y completar el trabajo en dique seco anunciado anteriormente.Esto da como resultado un impacto de aproximadamente 2000 barriles en la producción neta costa afuera de Canadá para Murphy durante todo 2020 y más de 3000 equivalentes por día durante el primer trimestre de 2020.
Eagle Ford Shale, la producción se vio afectada negativamente por el equivalente de 3600 barriles por día en el cuarto trimestre, debido al trabajo de pozos: reparaciones de pozos en pozos de alta tasa y Catarina, así como pozos New East Tilden con un rendimiento inferior al de los pozos Tilden históricos, pero produciendo por debajo del pronóstico que usamos en el trimestre.En general, la producción de todo el año 2019 promedió 173 000 equivalentes por día y estuvo compuesta por un 67 % de líquidos, específicamente los volúmenes de petróleo crecieron un 14 % desde todo el año 2018 a más de 103 000 equivalentes por día, debido en parte a la venta de activos de Malasia con más gas. una adición de la producción del Golfo de México ponderada por petróleo.
Diapositiva 4, nuestra base de reservas sigue siendo considerable en 2019 con la compra de activos en el Golfo de México compensada parcialmente, compensando la venta de propiedades en Malasia a mediados de año.Nuestras reservas probadas totales al cierre de 2019 fueron de 800 millones de equivalentes por día con un 57% de liquidez.Y mantengo una vida de reserva de casi 12 años.Además, aumentamos nuestra clasificación de desarrollo probado al 57 % de las reservas totales del 50 % en 2018. En general, nuestro índice de reemplazo de reservas orgánicas de un año fue del 172 %, mientras que nuestro costo de F&D de tres años es un poco menos de $13 por BOE.
Gracias, Roger, y buenos días a todos.Para el cuarto trimestre, los resultados de Murphy se vieron afectados significativamente por una gran pérdida no monetaria de 133 millones de dólares en nuestras coberturas de petróleo, que promedió 56,42 dólares por 45.000 barriles por día este año.Naturalmente, la reciente caída en los precios del petróleo durante los últimos 30 días ha borrado por completo esta pérdida y, de hecho, tendríamos una posición de valor de mercado positiva al cierre de operaciones de ayer de aproximadamente $56 millones;en gran parte como resultado de esta pérdida, registramos una pérdida neta de $72 millones para el cuarto trimestre o $0,46 negativos por acción.
Sin embargo, cuando ajusta esta pérdida de valor de mercado en algunas otras partidas, ganamos $25 millones en ganancias ajustadas o $0,16 por acción diluida.Las ganancias ajustadas respaldan no solo la pérdida de valor de mercado mencionada anteriormente, sino también un aumento no monetario en el valor de la contraprestación contingente y una pérdida debido a la extinción anticipada de la deuda, los tres totalizaron aproximadamente $ 138 millones. despues del impuesto.
Diapositiva 6, un componente clave de la estrategia de Murphy es operar dentro del flujo de efectivo con el exceso de efectivo devuelto a los accionistas a través de nuestro dividendo trimestral.Como puede ver en la diapositiva, volvimos a lograr un flujo de efectivo positivo para todo el año 2019, incluso con las transacciones importantes completadas a principios de año.Para el cuarto trimestre, el efectivo de las operaciones ascendió a $336 millones, mientras que las adiciones a la propiedad y los costos de perforación seca llegaron a $335 millones, lo que resultó en un flujo de efectivo libre positivo de $1 millón.Señalaré que esto es después de considerar un cambio de capital de trabajo que resultó en una disminución del efectivo de las operaciones en $57 millones.
En el año fiscal 2019, en total $1500 millones de efectivo de las operaciones financiaron $1300 millones de adiciones de propiedades, logrando así aproximadamente $145 millones de flujo de caja libre total para el período de 12 meses.Como anunciamos en nuestra llamada del tercer trimestre, completamos el programa de recompra de acciones de $500 millones en octubre de 2019. También durante el trimestre, ampliamos nuestro perfil de vencimiento de deuda con la emisión de $550 millones de notas senior al 5,875 % con vencimiento en 2027, y utilizamos los ingresos para licitar y recomprar un total de $ 521 millones de notas senior con vencimiento en 2022. Nuestra solidez financiera y nuestro balance general estable se ejemplifican aún más con nuestra deuda neta a EBITDAX ajustado anualizado de 1.5 veces al final del cuarto trimestre.
Diapositiva 7, la estrategia de Murphy de centrarse en activos ponderados por petróleo de alto margen continúa dando sus frutos: el 95 % de nuestros volúmenes de petróleo se vendieron nuevamente con una prima a WTI durante el trimestre, incluso con diferenciales cada vez más ajustados en los mercados de la Costa del Golfo.Nuestro núcleo Eagle Ford Shale y los activos costa afuera de América del Norte continúan generando sólidos resultados con un EBITDA a nivel de campo por BOE de $31 y $30 por barril en el trimestre, respectivamente.Estos son claramente activos de primer nivel y continúan impulsando nuestro fuerte flujo de caja año tras año.
Diapositiva 8, un principio clave de la estrategia de Murphy es el retorno continuo de efectivo a los accionistas a través de nuestro dividendo trimestral de larga data, junto con programas estratégicos de recompra de acciones, como el programa de $500 millones ejecutado el año pasado.Esto solo se puede lograr a través de la generación de flujo de caja libre, lo que hemos hecho año tras año.En total, Murphy ha devuelto casi $4 mil millones en efectivo a sus accionistas desde 2012 a través de dividendos y recompras de acciones sin emisiones de capital.
Gracias David.Diapositiva 9 Al comenzar nuestro 70.º año como entidad incorporada, estamos muy orgullosos de nuestro estricto gobierno interno, que respalda nuestras operaciones en la estabilidad financiera general.Los miembros de nuestra Junta tienen una gran experiencia en la industria, particularmente con operaciones en HSE y con su orientación y apoyo, Murphy elabora continuamente respuestas a problemas de seguridad ambiental, es decir, se establece en el Comité de HSE desde 1994, crea objetivos de compensación del plan de incentivos anuales vinculados a cuestiones ambientales y desempeño en seguridad hace varios años, y publicamos nuestro primer informe de sustentabilidad en 2019. Murphy es reconocido por ISS como uno de los puntajes más altos del gobierno y se ubica un 75 % por encima del promedio de nuestros pares.
En la diapositiva 10, nuestra Junta Directiva en el Comité de HSE, junto con el liderazgo de la compañía, siguen enfocados en el cambio climático, la seguridad y otros efectos operativos en el medio ambiente, es un miembro orgulloso de la asociación ambiental Murphy monitorea y rastrea una variedad de tasas de derrames instantáneos con objetivos internos, algunos de los cuales están vinculados a la compensación.Se alienta a los equipos a pensar más allá de lo posible de proponer nuestros acuerdos para operaciones sostenibles, como reciclar el 100 % de nuestra agua producida en nuestro activo Tupper Montney, probar la escalabilidad de reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero, a largo plazo con bombas de fracturación alimentadas con gas natural en todo nuestro cartera terrestre.Con nuestro nuevo portafolio, anticipamos una reducción del 50% en las emisiones de 2018 a 2020.
Pasando ahora a la diapositiva 12, Eagle Ford Shale.Con la adición de 18 pozos que entraron en funcionamiento a principios del cuarto trimestre, la producción promedió 50 000 barriles equivalentes con 77 % de petróleo, este nivel de producción representa un aumento de más del 23 % con respecto al cuarto trimestre de 2018.Sin embargo, dado que no hubo actividad en los últimos dos meses del año, se prevé que la producción disminuya en el primer trimestre, ya que los nuevos pozos no se habrán puesto en línea durante más de 100 días.El programa de 2019 de 91 pozos brinda a nuestro equipo en tierra una amplia pista para impulsar las eficiencias de perforación y finalización, las ubicaciones de los pozos de refinación, la sincronización de la plataforma y el ajuste de los métodos de finalización.Como resultado, nuestro costo promedio mejoró a menos de $6 millones por pozo.Junto con eso, nuestro rendimiento medio de pozos EUR continúa mejorando, además de que el rango intercuartílico general se ha estrechado considerablemente desde 2016.
Diapositiva 13, desde que adquirimos la superficie en acres de Kaybob Duvernay en 2016, ahora tenemos más de 80 pozos en operación en todo el activo, la producción se mantuvo prácticamente estable en el cuarto trimestre a 9000 equivalentes por día con un 55 % de petróleo.Para el año, el rendimiento del pozo superó las expectativas en casi un 20 %. Hemos tenido varios logros operativos en el área, con la perforación y finalización de nuestro pozo de menor costo por menos de $6,3 millones, la perforación del pozo más rápido hasta la fecha en 12 días y la perforación del pozo más rápido hasta la fecha en 12 días. lateral más largo hasta la fecha a más de 13,600 pies.Como parte de nuestro proceso de mejora continua, Murphy ha comenzado a usar bicombustible para reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero y los costos de diésel en Kaybob Duvernay, esto ya ha logrado una reducción del 30 % en las emisiones para esta área.
Diapositiva 14, nuestro activo Tupper Montney produjo 260 millones de pies cúbicos por día durante el trimestre.Estamos entusiasmados con nuestros resultados de pozos de 2019, ya que han tenido una tendencia y se han alineado con curvas de tipo 24 Bcf, un aumento de la tendencia anterior de 18 Bcf en 2018. En general, generamos un flujo de efectivo libre positivo en 2019 con un precio promedio realizado de CAD2.15 por Mcf.
Diapositiva 16 en nuestro negocio del Golfo de México Murphy está ahora en esta cartera recientemente ampliada del Golfo de México durante seis meses y en el cuarto trimestre este negocio generó 82,000 equivalentes por día con un 85% de líquidos.A lo largo del trimestre, pusimos en línea tres pozos después de completar las actividades de conexión y reacondicionamiento.Además, como mencioné anteriormente, firmamos un memorando de nuestro entendimiento con respecto al sistema de producción flotante de King's Quay.
Diapositiva 17, nuestros proyectos avanzan según lo planeado en el Golfo, actualmente tenemos un equipo de plataforma que perfora un programa de tres pozos en Front Runner, así como un barco de perforación que realiza dos reacondicionamientos submarinos consecutivos, en el primero tipo de 2020. Como detallaremos, estos proyectos junto con otros enumerados en la diapositiva traen volúmenes adicionales en línea para mantener nuestra tasa de producción a largo plazo como se reveló anteriormente.Nuestros principales proyectos a largo plazo en Khaleesi/Mormont y Samurai también están progresando muy bien con los contratos de ingeniería y construcción submarina adjudicados recientemente por debajo del presupuesto.
Diapositiva 19, para el primer trimestre de 2020, anticipamos una producción de 181 000 a 193 000 equivalentes por día que representan las disminuciones naturales y el tiempo de inactividad planificado, incluidos más de 3000 equivalentes por día asociados con Terra Nova que permanece fuera de línea.Se pronostica una producción de 190 000 a 202 000 al 60 % del petróleo para todo el año 2020 según el plan de capital de $1400 millones a $1500 millones.De esa cantidad, aproximadamente $1.200 millones de nuestro presupuesto se asignan a nuestros activos en Eagle Ford Shale y en alta mar.
Y al armar nuestro programa de capital anual, nuestro enfoque principal es generar un exceso de flujo de efectivo para cubrir nuestro dividendo a medida que adquirimos nuevos activos en el Golfo en 2019, hay un proyecto para la inyección de agua en St. Malo, el capital requerido a corto plazo con Se espera un aumento de la producción en tres años.Este proyecto afectó nuestra asignación de capital para 2020, ya que nuestra dedicación a la paridad del gasto de capital del flujo de efectivo nos llevó a ajustar nuestro plan para garantizar la protección del flujo de efectivo.Esto nos permite continuar con nuestro dividendo de larga data y mantener una relación de deuda neta a EBITDA de aproximadamente 1,5 veces.
Diapositiva 20, como discutimos en trimestres anteriores, nuestro plan de cinco años en el Golfo de México logra una producción promedio de aproximadamente 85,000 equivalentes.Para 2020, nuestro gasto de capital total de $ 440 millones genera una producción promedio para todo el año de 86,000 equivalentes por día con seis pozos operados y cinco no operados en funcionamiento durante todo el año.El plan del proyecto para 2020 es una combinación de equipos de plataforma, reacondicionamientos y amarres, como se detalla en la diapositiva anterior.En general, generarán aproximadamente $ 1 mil millones de flujo de efectivo operativo este año.
Diapositiva 21, con base en el punto medio de nuestra orientación de gasto de capital, se espera que nuestro presupuesto en tierra sea de $855 millones, con aproximadamente el 80 % asignado a Eagle Ford Shale.Estamos entusiasmados de continuar con nuestro programa más sólido en 2020 después de haber reducido significativamente el gasto en los últimos años mientras mantenemos nuestro enfoque disciplinado para la asignación de capital.Los 97 pozos operados que entraron en funcionamiento este año se concentraron principalmente en nuestras áreas de Karnes y Catarina.Además, tenemos una participación operativa promedio del 24 % y 59 pozos brutos no operados programados para entrar en funcionamiento durante el año, principalmente en el condado de Karnes.
En el transcurso de 2020, nuestra producción de Eagle Ford Shale aumentó constantemente según lo planeado, alcanzando el promedio del cuarto trimestre de más de 60,000 equivalentes por día.Este significativo crecimiento ponderado del petróleo nos devuelve a un nivel que no hemos experimentado en varios años.En Kaybob Duvernay, planeamos gastar $125 millones para poner en funcionamiento 16 pozos operados a medida que cumplimos con nuestra capacidad de perforación a principios de año.El Kaybob Duvernay está funcionando extraordinariamente bien en todos los ámbitos con resultados excepcionales en eficiencias de perforación y terminación logradas.
En nuestro prolífico Tupper Montney, estamos asignando $35 millones para poner en funcionamiento cinco pozos con este nivel de gasto de capital. Estos pozos generan efectivo gratis a aproximadamente CAD1,60 a precios AECO.El gasto limitado dentro del flujo de efectivo libre en este gran recurso está bien ubicado en nuestra cartera como parte de los requisitos globales para el gas natural como reemplazo del carbón a largo plazo y un futuro con menos carbono.
Diapositiva 22, nuestro programa para 2020 se ajusta muy bien a nuestros objetivos de exploración a largo plazo, planeamos gastar aproximadamente $100 millones y perforar cuatro pozos, lo que nos permite apuntar a más de $500 millones de barriles equivalentes de recursos.En el lado estadounidense del Golfo, tenemos una participación no operativa del 12 % en el pozo Mt. Ouray.Se espera que esta perspectiva comience a finales del segundo trimestre.Estamos muy entusiasmados con nuestro programa de dos pozos en México;Primero, planeamos perforar el pozo Cholula Appraisal seguido de un nuevo prospecto que tiene como objetivo el primer pozo subsalino en México llamado Batopilas.Ambos pozos son estratégicos en nuestros planes futuros y de lejos en México.En Brasil, continuamos madurando varios prospectos, así como la planta, y la planificación del pozo está en curso.Nuestro socio espera perforar el primer pozo a principios de 2021.
Diapositiva 23, al observar nuestros planes para los próximos años, creo que podremos generar aproximadamente $1400 millones de efectivo libre después de nuestro dividendo, al mismo tiempo que entregamos aproximadamente un 5 % de CAGAR de producción, todo mientras mantenemos una ponderación de petróleo del 60 %.Lo lograremos asignando en promedio alrededor de $ 1.3 mil millones de capital anualmente con este programa de 1.4% a 1.5% en 2020, se espera que sea el año más alto de gasto de capital.Durante los próximos cinco años, nuestro activo en el Golfo de México mantendrá una producción anual promedio de alrededor de 85 000 equivalentes por día, y actualmente se pronostica que Eagle Ford Shale tendrá una CAGAR de producción del 10 % al 12 %.Como planeamos nuestro gasto anual de $100 millones de capital y exploración, lo que nos permite perforar de tres a cinco pozos por año.Estoy seguro de que estará de acuerdo en que este es un programa significativo de varios años.
Diapositiva 24, al entrar en nuestro 70.° año como corporación, Murphy Oil está bien posicionada para el futuro después de salir de otro año de desempeño de retorno total para los accionistas en el cuartil superior, en comparación con nuestro grupo de pares, hemos alcanzado la clasificación del percentil 95 en retorno total para los accionistas. durante los últimos tres años.Nuestra cartera recientemente transformada con potencial de exploración tiene una capacidad continua para generar un flujo de caja libre por encima de nuestro rendimiento de dividendos competitivo.
Para terminar, siento que hemos logrado un cambio monumental al transformar a Murphy en una compañía enfocada en el petróleo del Hemisferio Occidental.Esto nos posiciona para la creación de valor a largo plazo.Estoy especialmente orgulloso de ser una de las empresas seleccionadas para generar flujo de caja libre y retorno de dividendos, dividendos significativos para nuestros accionistas en la actualidad.Y tenemos la capacidad única de generar ventajas para nuestros accionistas con programas de exploración estratégica continuos.Estamos asignando capital a nuestros activos ponderados por petróleo de alto margen para generar un crecimiento rentable, estamos haciendo todo esto mientras estamos atentos a las formas de continuar operando de manera sostenible en el futuro.
Gracias.Damas y caballeros, ahora comenzaremos la sesión de preguntas y respuestas.[Instrucciones para el operador] La primera pregunta es de Brian Singer de Goldman Sachs.Por favor adelante.
Mi primera pregunta es sobre Eagle Ford Shale, usted destacó en una de las diapositivas, Diapositiva 12, ¿qué espera? o que ha visto EUR más altos de los pozos perforados en 2019. Y me preguntaba si podría hablar con lo que su las expectativas son en 2020 frente a 2019 desde una perspectiva total en petróleo EUR.¿Cuáles cree que son los riesgos al alza frente a los riesgos a la baja para lograr la senda de crecimiento que llevaría la producción a 60 000 BOE por día en el cuarto trimestre?
Bueno, Brian, veremos nuestra continuación de eso, no estoy seguro, en la misma trayectoria que hemos tenido en el pasado, vemos que esto está mejorando ligeramente con la tecnología de fracturación y grandes mejoras que ha realizado nuestro equipo.Además, este año es un programa totalmente diferente al del año pasado, más ponderado en Karnes y Catarina y menos en el área de Tilden, donde tuvimos algunos problemas en el cuarto trimestre.Pero el área de Tilden no tiene nada de malo, era una idea de que estos pozos de Tilden estaban funcionando muy por encima del EUR que tenemos en nuestras reservas probadas no desarrolladas y luego nuestro plan a largo plazo, y mantenemos ese nivel y luego pasó volver al nivel que tendríamos en el plan a largo plazo en un número muy limitado de pozos en el cuarto trimestre.
El problema para la asignación de capital es un nuevo socio muy grande, BPX, que está perforando activamente después de la compra de BHP en el área de Karnes con algunos pozos muy buenos de Eagle Ford Shale y algunos pozos Austin Chalk muy buenos.Por lo tanto, están reemplazando nuestra asignación de capital típica en Tilden y estamos perforando más núcleo de núcleo este año y un perfil de riesgo totalmente diferente al de años anteriores en Tilden, donde no hemos perforado durante varios años.Por lo tanto, tenemos confianza en lograrlo debido a la importancia de nuestro programa no operado y un programa no operado muy grande en el cuarto trimestre en el que este año tuvimos un gasto muy limitado en los últimos dos meses y hasta hoy en Eagle Ford. , Brian.
Excelente.Gracias.Y luego, en segundo lugar, hay un par de preguntas sobre el extranjero.¿Puede hablar sobre la tendencia que está viendo en el lado del costo y los riesgos al alza versus a la baja allí?Y luego, por separado, tenga en cuenta que el tiempo de inactividad y la volatilidad son la parte normal de operar en cualquier lugar, particularmente en el extranjero, pero ¿puede hablar sobre cómo está arriesgando el tiempo de inactividad en la orientación de 2020 dado algo de lo que hemos visto aquí recientemente?
Bueno, en la imagen del centro de la ciudad hay dos tipos de tiempo de inactividad en el entorno marino, hay tiempo de inactividad asociado con un avance no planificado que le sucedió de vez en cuando.Por lo general, tenemos este año una asignación del 5% en nuestras curvas de producción para el tiempo de inactividad no planificado o el tiempo de inactividad total en nuestro negocio.En realidad, en 2020 tenemos menos tiempo de inactividad planificado y una mayor asignación, en comparación con años anteriores de tiempo de inactividad no planificado.Bueno, es difícil de predecir en ocasiones, Brian son las situaciones mecánicas que ocurren en el pozo, como el mal funcionamiento submarino de estos nuevos activos, como dije hoy, hemos sido dueños de estos activos durante seis meses y el aparato se rompió, por así decirlo, o un la línea de carga hidráulica y de energía umbilical y tuvimos que enrollarla y repararla, son difíciles de colocar en ese nivel y ocurren muy raramente.
Pero desde nuestra perspectiva general del centro de la ciudad, tenemos este punto de referencia y esto es lo que normalmente hacemos y lo que normalmente vemos fuera de los eventos únicos.Y a medida que comprendemos mejor el sistema submarino, creemos que lo tenemos en este momento y lo predijimos con confianza.También dentro de ese tiempo de inactividad, el 5% es una buena parte para el año de, Brian durante un período de 365 días se ha incluido una producción de siete días cero en el Golfo para el huracán, por lo general, nuestros barriles en el Golfo nunca están completamente apagados, No puedo recordar un momento en que todo el Golfo esté fuera de producción, porque tenemos diferentes sistemas de tuberías en diferentes áreas de operación.Y siento que también es un riesgo apropiado.
Y otro riesgo que hemos puesto en esto, tan significativo como si su contador de barriles fuera el activo de Terra Nova que se suponía que iba a producir hasta mayo e ingresaría a un dique seco de seis meses y regresaría en octubre y debido a la situación desconocida allí, siguió adelante y puso eso como un cero.Eso habría cambiado nuestras discusiones previas sobre la producción, como nueva información, si esto solo hubiera sucedido el 19 de diciembre.Entonces creo que tenemos eso bien, puedes ir bajando cero, Brian.Y luego ponemos eso y manejamos nuestro tiempo de inactividad con una gran cantidad de datos en el Golfo y una larga experiencia y ahora seis meses de aprendizaje de los nuevos sistemas submarinos que compramos y nos sentimos cómodos con lo que tenemos.
Como una situación de costos, Brian.Habrá un aumento en las tarifas diarias a largo plazo.Tenemos eso en nuestros planes.Realmente no me gusta discutir las tarifas que tenemos en diferentes plataformas.Pero, por supuesto, eso aumentará eso, tendremos que aumentar, creo que para los proveedores de ese servicio, estamos viendo por debajo del presupuesto en equipos submarinos e instalaciones submarinas, que está superando la mayor parte de eso y seguimos teniendo una eficiencia increíble en los grandes barcos de perforación que se están adelantando en cualquier problema real sobre un aumento de la tarifa diaria, ya que se trata de días en el lugar al final del día, y el tipo de trabajo que tenemos en Khaleesi/Mormont está configurado para estos equipos de doble actividad que involucran , terminación y perforación simultáneamente, operaciones simultáneas, y no me preocupan los costos en ninguno de nuestros negocios en este momento.Veo que la eficiencia consume el aumento de la tarifa diaria y, actualmente, cuando ofertamos otros equipos, se reduce en nuestro negocio en el extranjero.
Sí, Rogelio.Me preguntaba si podría... sí, buenos días, señor.Me preguntaba si podría dar más detalles sobre la estructura general de la monetización de King's Quay.Ustedes tienen un muy buen balance sólido.Me preguntaba por qué este era un objetivo estratégico importante para lograrlo.¿Y tal vez ayudarnos con cómo se verían los términos?
Consideraría que nuestra situación estratégica más fuerte que hemos hecho fue solo una habilidad sobre, ya sabes, el enfoque estaba en la paridad de gasto de capital del flujo de caja.Una cosa que debe saber sobre este tipo de situaciones intermedias es que todo Malasia se hizo de esta manera.Toda la instalación de Thunder Hawk en el Golfo se hizo de esta manera.Todo nuestro negocio lo realiza una importante empresa intermedia que es propiedad de otra persona.Hemos operado de esta manera durante mucho tiempo y esto es solo una continuación de ese plan.
No podemos divulgar las tarifas que estamos pagando en esta instalación, yo consideraría que es una muy buena tarifa intermedia, por así decirlo, equilibrando nuestro balance general, como mencionaste, hace que la tasa sea más baja, porque tenemos diferentes los riesgos crediticios y otras personas pueden estar participando en este negocio, se convirtió en una cuestión de que nuestra inundación de St. Malo entrara en nuestra asignación de capital, que es un proyecto importante a largo plazo, está funcionando muy bien.¿Y qué haríamos durante los próximos tres años con esos $ 300 millones de capital y mantener el CAGAR y el crecimiento que teníamos y buscábamos financieramente todavía, ayuda financiera en esa parte particular del proyecto?
Proyecto todavía una cantidad significativa de capital para nosotros y que decidimos tomar nuestra propiedad en eso y formarlo financieramente, por así decirlo, y estoy muy contento con el derecho que tenemos, naturalmente, no puedo revelar eso como diría lo que pagaré a mitad de camino en el futuro o un socio también quiere eso.Pero nuestro opex general de nuestra empresa cuando esto entre en línea, seguiremos siendo un jugador nueve o sub-nueve y creo que desde una perspectiva general, esto no se verá en las finanzas.Y también diría además que el flujo de efectivo en este flujo de nuestro plan a largo plazo es probablemente más alto que la tasa que tenemos.Así que me siento cómodo con todo eso, Arun.
Bueno.Y mi seguimiento, Roger, está en el modelo, me preguntaba si podría ayudarnos a pensar cómo la mayor actividad de reacondicionamiento en el Golfo de México y potencialmente Eagle Ford afectará su guía de LOE para 2020.Me preguntaba si también podría mencionar sus pensamientos sobre el punto de equilibrio del precio del petróleo en 2020 para cubrir el gasto de capital y el dividendo.
Bueno.Desde una perspectiva de opex, anticipo que nuestro opex será aproximadamente el mismo este año que tuvimos el reacondicionamiento.Nuestro opex en el cuarto trimestre se vio afectado por casi $ 3 por un solo reacondicionamiento que realizamos como gasto operativo en nuestro pozo Chinook, por supuesto, esos pozos se pusieron en línea a un equivalente de 13,000 barriles por día, casi todo petróleo.Y anticiparía los reacondicionamientos que tenemos aquí, tenemos un interés de trabajo más bajo en uno de los reacondicionamientos, y no veo que eso sea un factor importante para diferenciar nuestro OPX total para el año, pero podría tener aumentos trimestrales como estos pozos generalmente se realizan en aproximadamente un mes o dos de trabajo 45 días es bastante típico.Así que eso podría ser un rebote en el trimestre, pero en general, nuestro gasto operativo para el año como compañía total y nuestro negocio en el Golfo de México deberían mantenerse.
Desde la perspectiva, toma el punto medio de orientación en nuestro gasto de capital, que por supuesto es nuestro objetivo.Y también el año pasado, alcanzamos esa meta y estamos por debajo de esa meta de un gasto de flujo de caja en el estado de flujo de caja, y solo... estamos en esa meta sobre la base de lo devengado, que no es todo el camino Efectivo en este momento, por supuesto, no es nuestro objetivo usar arriba que tenemos un rango de eventos que podrían ocurrir, y ahora este precio del petróleo claramente no puede subir por encima del punto medio.Si observamos la franja actual con los impactos recientes del virus en el precio del petróleo, probablemente necesitaríamos $ 55, no hay problema, pero si observara la franja actual, probablemente tendríamos que ir en el extremo inferior de nuestra guía de gasto de capital de $ 1.4 mil millones al punto medio de $ 1.45 y colóquese en el medio para lograr cubrir el dividendo.
Y cuando hacemos eso, tenemos algunas oportunidades disponibles que no deberían afectar la producción en cuanto a algunos tiempos en varias partes de la empresa que han preferido revelar en un momento posterior.Pero nuestro objetivo es cubrirlo;nuestro objetivo es cortarlo si es necesario, y tenga esto en cuenta, por supuesto, nuestra cobertura, como David mencionó anteriormente, nos está ayudando en ese sentido y está incluido en lo que dije.Por lo tanto, el promedio de WTI de $ 55 para el año, que sigo pensando que es muy alcanzable.No es un problema en absoluto.Y en el mundo 53, solo estás hablando de $ 20 millones, $ 30 millones de gastos de capital para manejar eso, Arun.
Hola buenos días.Quería hacer un poco de seguimiento del Eagle Ford aquí, sin duda noté que tuvieron algún tiempo de inactividad por reacondicionamiento en el cuarto trimestre, solo mirando su guía de producción del Eagle Ford del primer trimestre, parece haber bajado aproximadamente un 15% en comparación con el 4T.Sé que hablaste mucho sobre el momento adecuado.Solo quería tener una idea de si también hay reparaciones en curso en el primer trimestre de 2020, que impactan esa producción y luego tal vez podría hablar un poco sobre esta producción, más o menos, cadencia a lo largo el año.Sé que mencionó los 60,000 en el cuarto trimestre, ¿deberíamos ver una rampa bastante constante en el 2T y el 3T, así que tal vez me ayude un poco con algo de la direccionalidad en el Eagle Ford aquí?
Gracias.León.Entonces, en el cuarto trimestre, tuvimos cierto impacto de más trabajo en pozos de mayor tasa de lo normal cuando tenemos una especie de trabajo de reparación de levantamiento artificial de rutina en Eagle Ford, vimos un nivel similar de actividad, pero tenemos más tiempo de inactividad. relacionados con pozos de mayor tasa más de los pozos de 300 a 400 barriles por día, en lugar de los pozos de 40, 50, 60 barriles por día.Así que eso fue algo anormal.Tuvimos algunos pozos nuevos que entraron en funcionamiento en septiembre en Catarina que tuvieron un tiempo de inactividad considerable, salimos e hicimos algunos trabajos de limpieza de arena en esos pozos, ahora todos menos uno han vuelto a las tasas de producción normales.Entonces, a partir de esa actividad de reacondicionamiento en Catarina, probablemente estemos viendo alrededor de 500 o 600 barriles por día de impacto persistente a medida que nos acercamos a enero.El resto del campo está más o menos alineado como de costumbre.
En los pozos de East Tilden, que Roger destacó, tuvieron un rendimiento inferior a nuestro pronóstico, pero superaron las expectativas anteriores de los pozos de 2015 y anteriores.Esos pozos impactaron nuestro trimestre en poco más de 700 barriles por día.El impacto de eso a principios de 2020 es de aproximadamente 1,000 barriles por día, y ese impacto disminuirá a lo largo del año.Así que estamos viendo un pequeño exceso a principios de año.Esperábamos tener un declive natural en Eagle Ford con el final de nuestra cadencia de pozos, principalmente en septiembre y octubre del año pasado, nuestra nueva entrega de pozos en línea este año, nuestra ejecución de nuestro programa de perforación y finalización ha ido muy bien.Tenemos un programa de pozos que entran en funcionamiento que en el primer trimestre se asemeja a lo que parecía en el primer trimestre de 2019. Y luego, un poco más de espera en la última parte del segundo trimestre para que nuestros pozos Karnes operados entren en funcionamiento.Por lo tanto, es un aumento levemente posterior de nuevos pozos en el segundo trimestre de lo que vio en 2019. Pero luego un fuerte impulso para el resto del año con más pozos IP más altos en Catarina y Karnes contribuyendo a fines del segundo trimestre y tercer trimestre y un gran impulso de los pozos Karnes no operados en el cuarto trimestre de 2020.
Bueno.Color muy útil.Así que ciertamente suena como si estuviera medio ponderado en el crecimiento de Eagle Ford en el 2020 aquí.
Siempre será así, Leo.Cuando deje de gastar al final del año para cargar capital por adelantado, lo que se convertirá en algo común en Shale.No somos solo Murphy.Es más difícil hacerlo de esa manera.
Nuestro programa en 2020 tiene 14 pozos que entrarán en funcionamiento muy tarde a fines de año en Karnes.Por lo tanto, tenemos una entrega de pozos más constante en 2020, en comparación con 2019. Por lo tanto, deberíamos terminar el año con una tendencia alta en lugar de una tendencia a la baja con una disminución natural.Así que un aspecto un poco diferente este año de nuestro programa.
De acuerdo, seguro que es un buen color. Y supongo que solo quería hacer un seguimiento un poco del tipo de los próximos dos años en términos de cómo están pensando en las perspectivas.Sé que dijiste que 2020 es el máximo para el gasto de capital, quiero decir, parece que eso viene aquí, ya sabes, en 2021.Sé que hablaron sobre los 85 000 BOE por día en el Golfo de México.Pero mientras miraba sus diapositivas y veía algunos de los cronogramas de vinculación.Solo quería tener una idea, parecía que no había muchos pozos en el Golfo hasta fines del año 2021.Entonces, ¿deberíamos esperar que la producción del Golfo baje un poco en el 21 y luego suba mucho en el 22?
Este año, sería una marca de agua alta de producción durante los próximos dos años en el Golfo, pero no una disminución significativa casi, de estos pozos son pozos de tasa bastante alta cuando los ve en este gráfico que tampoco se destacan aquí.Los pozos no operativos, por lo que es solo Kodiak en el que disfrutamos de un gran interés de trabajo allí, uno de nuestros campos más rentables con regalos positivos increíbles.Con mucha confianza en promediar esto, diría que el capital para entregar esto probablemente esté por debajo de la orientación anterior.Y tenemos pozos significativos que se avecinan aquí en esta lista y también en el no operativo tanto en St. Malo y Kodiak como... y Lucius también.Por lo tanto, lo no operativo no se destaca aquí, pero tenemos mucha confianza en nuestro perfil de producción a largo plazo de este objetivo de 85 y menos gasto de capital hacia el final del período de planificación.
Lo tengo, está bien.Entonces, sí, parece que hay una serie de otros pozos en las diapositivas que ayudarán a rellenar algo de eso.Está bien, eso tiene sentido.
Y estos pozos son de muy alta producción, Leo, con varios intereses de trabajo, pero estos son pozos de alta tasa que tratamos aquí.
Bueno.No, eso es útil.Y supongo que tal vez solo por último en la exploración.En su diapositiva 22, solo quería ver si obtenemos un poco más de color sobre algunos de estos prospectos que aparecerán más adelante en el año en términos de lo que pensó que sería potencialmente en Batopilas o lo bueno que será. Supongo que las pruebas a principios de 2021 en Brasil, simplemente tratando de tener una idea de qué tipo de objetivos brutos recuperables hay en esos pozos.
Bueno, me refiero a que divulgar este tipo de asuntos requiere muchas, muchas aprobaciones de los socios y, por lo tanto, no tenemos aquí.Quiero decir, por lo general en el Golfo de México, uno anticiparía que en el pozo de exploración habría una oportunidad de más de 75 millones de barriles, esos son los objetivos que siempre buscamos allí.En nuestra área de Cholula en México, tuvimos un descubrimiento que se reveló el año pasado, y que era un pozo de posición crestal con una buena cantidad de petróleo, es decir, tenía puntos planos, por así decirlo, y necesitamos salir de esa estructura en un reservorio más grueso en uno de los pozos, que no tenía nivel de agua en la zona, y que hemos hecho mucho trabajo sísmico allí y también una oportunidad muy cercana con una respuesta sísmica ideal para toda la estructura del pozo Cholula .Y en ese tipo de área de ese pozo y la oportunidad cercana que es idéntica, la misma profundidad de edad al lado, por así decirlo, estas son 100 millones de cosas tipo barril que estamos arriesgando en esa área bastante grande.
Entonces, tenemos dos negocios en México en este momento, uno es una pequeña zona de enlace del Mioceno medio en el rango de 100 millones de barriles al noreste del descubrimiento de Talos que podemos agregar y agregar fácilmente de manera muy similar a lo que hacemos en el Golfo.Y está el pozo Batopilas, que es un pozo grande por encima del equivalente a $ 160 millones de tamaño y es una estructura del Mioceno muy grande debajo de la sal.Entonces, esas oportunidades y, por supuesto, nuestra cuenca Sergipe-Alagoas, no estamos revelando el tamaño de esas oportunidades, que se puede anticipar algo así con el socio que tenemos que ser bastante grande.Y espero que sean grandes y ahí tienes los 500 anteriores y eso es todo lo que podemos decir al respecto.Nuevamente, un pozo típico en el Golfo 75, estamos tocando una buena parte, cerca de 100 y más allá en el Golfo, en la región de México con este tipo de pozos muy costosos [Indescifrable], pozos de tratamiento, de hecho.Y luego una gran oportunidad de futuro para nosotros en Brasil por la que estamos muy entusiasmados.Pero tenga una divulgación limitada en este momento.
Dos preguntas, creo que el mercado no aprecia completamente el beneficio de St. Malo realmente después del marco de tiempo del '24.¿Puede simplemente hablar sobre cómo se ve la producción una vez que esté en línea en el 23 y luego cómo avanzará ese alcance y cuánto tiempo, la longevidad de esos volúmenes en el sistema?
Buenos días, Gail.St. Malo llega a fines del 23 y principios del 24 como picos, agrega más de 5,000 barriles por día de producción neta a nuestra cartera en alta mar y agrega alrededor de 32 millones de barriles de reservas nuestra participación y un VPN significativo, VPN en un rango de $ 150 millones a $ 160 millones con una tasa de retorno del 18% al 20% a $55 de petróleo plano.Por lo tanto, es importante y llega en un buen momento para nuestra cartera offshore.
Excelente.Y luego, en 2019, el Golfo de México tuvo algunos diferenciales muy saludables.¿Pueden proporcionar algo de información sobre cómo ven los diferenciales de GOM en 2020?
Sí, creo que la imagen diferencial en el Golfo ha sido mucho mejor de lo pronosticado desde una perspectiva de IMO 2020 que realmente no ha tenido un impacto importante.Las diferencias son más bajas de lo que eran en partes del 2019.Hoy, en nuestro negocio de Mars, donde marcamos Mars en el Golfo de México, estos serían todos los activos que compramos a Petrobras, así como también nuestra Medusa más antigua y las sensaciones favoritas.Es aproximadamente el 36 % de nuestra producción, estas diferencias son claramente superiores a $ 1 en lo que va del año, la diferencia de febrero y eso es $ 1,40 positivo, de hecho, CHOPS ha pronosticado que estará por debajo del dólar negativo.Y eso que vemos que esto es mucho mejor de lo que se pensaba en un principio.
En HLS en el Golfo, alrededor del 21 %, se trata de algunos crudos de muy, muy alto margen alrededor de nuestro pozo no operativo Kodiak y todo nuestro negocio LLOG que compramos y el campo dálmata que tenemos y en el que trabajaremos pronto en el cuarto trimestre, allí fue un positivo de $ 4 y ahora estamos claramente en el rango positivo de 350 allí, y me siento bien por eso.Otra buena situación para nosotros es Magellan East Houston, MEH, que representa el 33 % de nuestros líquidos viejos que salen, el negocio de Eric en Eagle Ford.Y estos dos han sido alrededor de $ 3.40 o $ 3.40 positivos para la base WTI en la que marcamos la tripulación.Así que, en general, todavía tenemos que posicionarnos y creo que cuando miras el transporte y el precio realizado de nuestra empresa, y dónde están ubicados nuestros barriles.Siempre seremos positivos con casi todos los pares, porque la naturaleza única de dónde vendemos estos barriles y estamos muy contentos con los tratos que tenemos, creemos que es una ventaja competitiva. Por eso, agregamos nuestro negocio del Golfo y asignamos más capital. a nuestro negocio Eagle Ford.Si tienes los precios más altos, siempre tendrás ventaja.
Gracias.[Instrucciones para el operador] Y la siguiente pregunta es de Paul Cheng de Scotia Bank.Por favor adelante.
Si tiene que ajustar el gasto de capital, ¿debemos suponer que es solo en Eagle Ford o que también lo ajustará en otras áreas?
No, ya que nuevamente preferiría no revelar esto en este momento.Tenemos algunos pagos de aprobación del plan de desarrollo de campo en Vietnam que son parte de nuestro plan, que si logra ese hito que puede retrasarse, y estamos viendo algunos costos diferentes y algo de exploración a fines de año.Estamos tratando de hacer esas reducciones naturalmente donde no ajustamos nuestra asignación de capital de retorno muy alto a reacondicionamientos y conexiones en el Golfo, ni cambiamos nuestro cronograma de perforación en Eagle Ford en este momento.Me siento cómodo de que podemos hacer eso y lo haremos, si necesitamos hacerlo, lo haremos.
Agradable.Y en Brasil, ¿ya identificaron cuál es el pozo que van a perforar el próximo año, a principios del próximo año?
Tenemos una buena idea, tenemos una buena idea, por supuesto, pero estamos tratando con un gran socio allí.Y creo que podría volver atrás y monitorear su divulgación en otro proyecto súper grande a lo largo del tiempo, y anticiparía una divulgación similar aquí también.
Bueno.Entonces, ¿no pudo darnos un... tal vez un objetivo máximo de perforación o algo relacionado en este momento?
Bueno.Y cuando dices a principios del próximo año.¿Estamos hablando del comienzo del primer trimestre?Qué...
Sí.El plan de perforación allí está relacionado con los permisos y el cronograma de nuestros socios, además de algunos otros bloques que tienen.Y anticipo que será a principios del 21 en este momento.Sí, señor.
Bueno.Y puede ser que me lo perdí.¿Se pregunta cuando dice que no va a tener ningún pozo en funcionamiento en Eagle Ford durante los próximos 100 días?
No, no, no, eso es desde el momento en que instalamos un pozo a principios de octubre y vamos a tener algunos pozos fluyendo el sábado.Así que ha pasado mucho tiempo.
Esa asignación de capital de nuestro programa de esquisto con carga inicial impacta y exageramos la producción por encima de nuestro EUR típico, nos quemamos por eso en el cuarto trimestre.Ahora tenemos ese problema además de un proyecto cargado de front-end planificado a largo plazo.Hemos estado perforando con tres equipos allí desde finales de año.Y estamos trayendo aquí una plataforma significativa de 10 pocillos bastante rápido y nos sentimos bien con nuestra orientación y lo que estamos haciendo allí.
Somos, Pablo.Estamos comenzando esto, estamos comenzando el sábado por la mañana.Ha pasado un tiempo, lo que estoy tratando de decir es que es difícil en un juego de esquisto y encontrará que es raro no poner un pozo en 100 días y estamos volviendo a hacer clic y agregando pozos durante todo el trimestre. y tenemos una cadencia significativa de construcción de pozos, como Erik describió anteriormente en la llamada.
Bien, y el último de mi parte, ¿puedes darnos algunos... cuál es el East Tilden, el buen desempeño en el cuarto trimestre del que estás hablando?¿Y cuál fue el pronóstico corporativo que ustedes usan?¿Y ya ha ajustado ese pronóstico o cree que el pozo East Tilden en el cuarto trimestre fue una anomalía y su pronóstico de gasto de capital sigue siendo correcto?
Claro, Pablo.Entonces, los pozos de East Tilden, los pusimos en línea, sus IP30 estaban básicamente en línea con nuestro pronóstico.No es el número exacto, pero en algún lugar alrededor de 800 BOE por día promedio para los ocho pozos.Así que se ven muy bien durante unos 30 días después de eso, comenzamos a ver una disminución pronunciada.Entonces, como mencioné, de cara a enero, la brecha entre nuestro pronóstico anterior y el rendimiento de producción actual para el total de los ocho pozos fue de aproximadamente 1,000 BOE por día, y esperamos que esa brecha se mantenga, pero disminuirá a lo largo de el año a medida que la expectativa previa declina como siempre lo hacen los pozos.
Gracias por tomar la pregunta.Uno de los puntos que mencionó en su introducción es que ha remodelado la base de activos para que sea un juego puro del Hemisferio Occidental.Pero todavía tienes la exploración de Vietnam y se siente como si fuera una ocurrencia tardía en este momento.Entonces, tengo curiosidad por saber cuál es la lógica para retener esos activos.
Hay una ventaja significativa en esos activos.Tenemos un descubrimiento significativo allí que pondremos en línea, actualmente estamos haciendo feeds y tendremos la aprobación del plan de desarrollo de campo allí a través del gobierno; el gobierno allí fue muy lento.Y nosotros, con nuestra asignación de capital, no los hemos apresurado, por así decirlo.Es una situación muy singular.Acabamos de agregar otro bloque con un compromiso de un pozo, tenemos una serie de prospectos que son de bajo riesgo perforados por jack-ups y nos permiten todo tipo de ventajas, pero en este momento particular con la asignación de capital de tener un CAGAR limitado y libre flujo de efectivo y construir un negocio con un flujo de efectivo libre significativo.Se ha ralentizado en los primeros años para nuestro negocio, pero definitivamente estaremos perforando allí el próximo año, y esto es un sueño para nosotros que es significativo y nos permite todo tipo de flexibilidad que involucra diferentes partes de nuestro negocio en el futuro.
Entonces, al igual que Vietnam, tener una posición única, una posición de entrada muy económica, un descubrimiento muy bueno allí, habrá. estar incluido en nuestro plan de largo alcance, está dentro de lo que hemos revelado aquí y estamos muy entusiasmados con eso.Simplemente no ser una gran capital allí este año por todas esas razones sobre las que leemos todos los días.
De acuerdo, una pregunta más sobre exploración, si mal no recuerdo, creo que fue hace cinco o seis años que hizo esfuerzos para hacer algunas perforaciones en Surinam, una de las primeras, creo, E&P internacionales en hacer eso.Y luego eso se esfumó en el camino ahora, por supuesto, estamos viendo los titulares de Surinam aparentemente a diario.Tengo curiosidad, si tiene algún interés en revisar las oportunidades en esa geografía emergente.
Estamos interesados en todas las oportunidades en el Hemisferio en el que nos enfocamos, que es América del Sur, el Golfo de México propiamente dicho y México costa afuera donde tenemos un bloque significativo y recientemente agregamos otro segmento en Brasil en la Cuenca Portiguar.Esos pozos que estuvimos perforando hace tantos años, somos un juego totalmente diferente, una época totalmente diferente.Nosotros, como saben, hemos sido una exploración global, pero estamos tratando de concentrarnos en tener más información y más enfocados en los datos y solo en las cuencas en las que trabajamos.El hecho de que no hayamos participado no significa que no hayamos mirado allí y que el precio del póquer esté por encima de lo que queríamos hacer.Y también, en ocasiones, en un país como ese, suena simple, pero cuando ve los diferentes acuerdos que acordó, mirar el día de alguien lo limitará mucho en una perspectiva de desarrollo comercial en el futuro.Y en algunos de esos lugares no podemos llegar a un acuerdo en el que preferiríamos trabajar. Así que buscamos en esta región, no estamos en contra de trabajar allí, pero no hemos encontrado una oportunidad en la que nos gustaría participar. y donde podemos agregar un valor significativo para los accionistas.
Bueno.No tenemos más preguntas hoy y eso terminará nuestra llamada hoy.Agradecemos a todos por escucharnos y nos vemos en nuestro próximo resultado trimestral.Muchas gracias.
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Hora de publicación: 24-feb-2020