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Bonjour, mesdames et messieurs, et bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du quatrième trimestre 2019 de Murphy Oil Corporation.[Instructions de l'opérateur]
J'aimerais maintenant céder la parole à Kelly Whitley, vice-présidente, Relations avec les investisseurs et communications.Veuillez continuer.
Bonjour et merci à tous de vous être joints à nous aujourd'hui pour notre appel sur les résultats du quatrième trimestre.Je suis accompagné de Roger Jenkins, président et chef de la direction;David Looney, vice-président exécutif et directeur financier ;Mike McFadyen, vice-président exécutif, Offshore ;et Eric Hambly, vice-président exécutif, Onshore.
Veuillez vous référer aux diapositives d'information que nous avons placées dans la section Relations avec les investisseurs de notre site Web pendant que vous suivez notre webdiffusion aujourd'hui.Tout au long des chiffres de production de l'appel d'aujourd'hui, les réserves et les montants financiers sont ajustés pour exclure les participations ne donnant pas le contrôle dans le golfe du Mexique.
Diapositive 1, veuillez garder à l'esprit que certains des commentaires formulés au cours de cet appel seront considérés comme des déclarations prospectives telles que définies dans la Private Securities Litigation Reform Act de 1995. En tant que tel, aucune assurance ne peut être donnée que ces événements se produiront ou que les projections seront atteintes.Il existe une variété de facteurs qui peuvent faire varier les résultats réels.Pour une discussion plus approfondie des facteurs de risque, consultez le rapport annuel 2018 de Murphy sur le formulaire 10-K déposé auprès de la SEC.Murphy n'assume aucune obligation de mettre à jour ou de réviser publiquement les déclarations prospectives.
Merci Kelly.Bonjour à tous et merci d'avoir écouté notre appel aujourd'hui.Sur la diapositive 2 tout au long de 2019, nous avons exécuté avec succès notre plan d'entreprise de production d'actifs pondérés par le pétrole pour nos volumes croissants dans les flux de trésorerie, générant des réalisations de rendement plus élevées et transformant l'entreprise pour une valeur à long terme alors que nous continuons à restituer du capital à actionnaires.
Notre capital total pour - notre production totale pour l'année était en moyenne de 173 000 barils équivalents par jour avec 60% de pétrole, nous avons constaté des augmentations significatives de la production de notre actif Eagle Ford Shale et des actifs du golfe du Mexique et nous sommes fiers d'être l'un des cinq premiers golfe du Opérateur mexicain.La quasi-totalité de notre production pétrolière continue d'être vendue avec une prime au WTI, West Texas Intermediate, et par conséquent, nous avons généré 145 millions de dollars de flux de trésorerie disponibles en 2019. Nous utilisons ces fonds en plus du produit de la vente de notre Malaisie actifs pour retourner plus de 660 millions de dollars aux actionnaires grâce à un dividende trimestriel continu et à un important programme de rachat d'actions.Nous pensons que Murphy est une société transformée avec un grand potentiel alors que nous continuons à développer nos actifs d'Eagle Ford Shale, au Canada et dans le golfe du Mexique avec des avantages prometteurs de nos programmes d'exploration dans le golfe du Mexique, au Brésil et au Mexique.
Plus important encore, nous avons annoncé aujourd'hui que nous avons signé un protocole d'accord avec ArcLight Capital Partners concernant notre participation de 50 % dans le système de production flottant de King's Quay et que nous travaillons à des accords définitifs concernant le capital historique et futur du projet, y compris le remboursement d'environ 125 $. millions dépensés en 2019. Pour discuter plus en détail de notre plan d'investissement complet pour 2020 après avoir examiné les résultats du quatrième trimestre et de l'année complète.
Diapositive 3. La production du quatrième trimestre était en moyenne de 194 000 barils équivalents par jour avec 67 % de volume liquide, les impacts sur la production comprenaient des temps d'arrêt imprévus non exploités de 1 900 barils équivalents par jour dans le Golfe et les 1 000 barils équivalents par jour à Terra Nova au large du Canada, comme ainsi que des temps d'arrêt imprévus de 1 500 barils équivalents en raison d'un dysfonctionnement de l'équipement sous-marin de notre champ Neidermeyer dans le golfe du Mexique.Cela a entraîné un impact de cinq jours sur le champ de trois puits et un puits reste en panne jusqu'à ce que les réparations soient terminées au deuxième trimestre 2020.
En ce qui concerne Terra Nova, nous prévoyons que le champ restera en panne tout au long de 2020 pour répondre aux mises à jour des équipements de sécurité et terminer les travaux de cale sèche annoncés précédemment.Cela se traduit par un impact d'environ 2 000 barils sur la production nette au large du Canada pour Murphy pour l'ensemble de 2020 et plus de 3 000 équivalents par jour pour le premier trimestre de 2020.
Eagle Ford Shale, la production a été impactée négativement par 3 600 barils équivalents par jour au quatrième trimestre, en raison de travaux de puits - des reconditionnements de puits sur des puits à haut débit et Catarina, ainsi qu'un puits New East Tilden fonctionnant en dessous des puits historiques de Tilden, mais produisant en deçà des prévisions que nous avons utilisées au cours du trimestre.Dans l'ensemble, la production de l'année 2019 s'élevait en moyenne à 173 000 équivalents par jour et était composée à 67 % de liquides, en particulier les volumes de pétrole ont augmenté de 14 % par rapport à l'année 2018 pour atteindre plus de 103 000 équivalents par jour, en partie en raison de la vente d'actifs malaisiens plus gazeux, un ajout de la production du golfe du Mexique pondérée par le pétrole.
Diapositive 4, notre base de réserves reste importante en 2019 avec l'achat d'actifs du golfe du Mexique partiellement compensé - compensant la vente de propriétés en Malaisie au milieu de l'année.Nos réserves prouvées totales à la fin de l'année 2019 étaient de 800 millions d'équivalents par jour avec 57 % de liquides.Et nous maintenons une durée de vie de réserve de près de 12 ans.De plus, nous avons augmenté notre classification de développement prouvé à 57 % des réserves totales, contre 50 % en 2018. Dans l'ensemble, notre taux de remplacement des réserves organiques sur un an était de 172 %, tandis que nos coûts F&D sur trois ans sont légèrement inférieurs à 13 $ par bep.
Merci Roger et bonjour à tous.Pour le quatrième trimestre, les résultats de Murphy ont été considérablement impactés par une importante perte hors trésorerie de 133 millions de dollars sur nos couvertures pétrolières, qui s'élevait en moyenne à 56,42 dollars sur 45 000 barils par jour cette année.Naturellement, la récente baisse des prix du pétrole au cours des 30 derniers jours a complètement effacé cette perte et, en fait, nous aurions une position de marché positive à la fermeture des bureaux hier d'environ 56 millions de dollars ;en grande partie à cause de cette perte, nous avons enregistré une perte nette de 72 millions de dollars pour le quatrième trimestre ou un négatif de 0,46 $ par action.
Cependant, lorsque vous ajustez cette perte au prix du marché dans quelques autres éléments, nous avons gagné 25 millions de dollars en bénéfice ajusté ou 0,16 $ par action diluée.Le bénéfice ajusté annule non seulement la perte de valeur de marché mentionnée ci-dessus, mais également une augmentation hors trésorerie de la valeur de la contrepartie conditionnelle et une perte due à l'extinction anticipée de la dette, qui totalisaient toutes les trois environ 138 millions de dollars. après impôts.
Diapositive 6, un élément clé de la stratégie de Murphy consiste à opérer dans les limites des flux de trésorerie, les liquidités excédentaires étant reversées aux actionnaires via notre dividende trimestriel.Comme vous pouvez le voir sur la diapositive, nous avons de nouveau atteint un flux de trésorerie positif pour l'ensemble de l'année 2019, même avec les transactions importantes conclues plus tôt dans l'année.Pour le quatrième trimestre, les flux de trésorerie d'exploitation ont totalisé 336 millions de dollars, tandis que les ajouts de propriétés et les coûts des trous secs se sont élevés à 335 millions de dollars, ce qui a entraîné un flux de trésorerie disponible positif de 1 million de dollars.Je noterai que c'est après avoir pris en compte une modification du fonds de roulement qui a entraîné une baisse de la trésorerie d'exploitation de 57 millions de dollars.
Au cours de l'exercice 2019, 1,5 milliard de dollars de trésorerie d'exploitation ont financé 1,3 milliard de dollars d'ajouts immobiliers, réalisant ainsi environ 145 millions de dollars de flux de trésorerie disponibles pour la période de 12 mois.Comme annoncé lors de notre appel téléphonique du troisième trimestre, nous avons achevé le programme de rachat d'actions de 500 millions de dollars en octobre 2019. Également au cours du trimestre, nous avons prolongé le profil d'échéance de notre dette avec l'émission de 550 millions de dollars d'obligations de premier rang à 5,875 % échéant en 2027, et utilisé le produit de l'appel d'offres et racheter un total de 521 millions de dollars de billets de premier rang échéant en 2022. Notre solidité financière et notre bilan stable sont encore illustrés par notre ratio dette nette/EBITDAX ajusté annualisé de 1,5 fois à la fin du quatrième trimestre.
Diapositive 7, la stratégie de Murphy consistant à se concentrer sur les actifs pondérés par le pétrole à marge élevée continue de porter ses fruits puisque 95 % de nos volumes de pétrole ont de nouveau été vendus avec une prime au WTI pour le trimestre, même avec des différentiels de resserrement sur les marchés de la côte du Golfe.Nos principaux actifs schisteux Eagle Ford et offshore nord-américains continuent de générer de solides résultats avec un BAIIA au niveau du champ par bep de 31 $ et 30 $ par baril au cours du trimestre, respectivement.Il s'agit clairement d'actifs de premier ordre qui continuent d'alimenter nos solides flux de trésorerie d'année en année.
Diapositive 8, un principe clé de la stratégie de Murphy est le retour continu de liquidités aux actionnaires grâce à notre dividende trimestriel de longue date, ainsi que des programmes stratégiques de rachat d'actions tels que le programme de 500 millions de dollars exécuté l'année dernière.Cela ne peut être accompli que par la génération de flux de trésorerie disponibles, ce que nous avons fait année après année.Au total, Murphy a restitué près de 4 milliards de dollars en espèces à ses actionnaires depuis 2012 sous forme de dividendes et de rachats d'actions sans émission d'actions.
Merci David.Diapositive 9 alors que nous entamons notre 70e année en tant qu'entité constituée en société, nous sommes très fiers de notre gouvernance interne stricte, qui soutient nos opérations dans la stabilité financière globale.Les membres de notre conseil d'administration ont une expérience considérable dans l'industrie, en particulier dans les opérations de HSE et avec leurs conseils et leur soutien, Murphy élabore continuellement des réponses aux problèmes de sécurité environnementale, à savoir l'établissement au sein du comité HSE dès 1994, la création d'objectifs annuels de rémunération du plan incitatif liés à l'environnement et performances en matière de sécurité il y a plusieurs années et la publication de notre premier rapport de développement durable en 2019. Murphy est reconnu par ISS comme l'un des scores les plus élevés du gouvernement et se classe 75% au-dessus de la moyenne de ses pairs.
Sur la diapositive 10, notre conseil d'administration du comité HSE ainsi que la direction de l'entreprise restent concentrés sur le changement climatique, la sécurité et d'autres effets opérationnels sur l'environnement, est un fier membre du partenariat environnemental Murphy surveille et suit une variété de taux de déversement instantané avec des objectifs internes dont certains sont liés à la rémunération.Les équipes sont encouragées à penser au-delà du possible en proposant nos offres pour des opérations durables telles que le recyclage de 100 % de notre eau produite à notre actif de Tupper Montney, en testant l'évolutivité de la réduction significative des émissions de gaz à effet de serre, à long terme avec des pompes de fracturation alimentées au gaz naturel dans notre portefeuille onshore.Avec notre nouveau portefeuille, nous prévoyons une réduction de 50 % des émissions de 2018 à 2020.
Passons maintenant à la diapositive 12, Eagle Ford Shale.Avec l'ajout de 18 puits mis en ligne au début du quatrième trimestre, la production a atteint en moyenne 50 000 équivalents barils avec 77 % de pétrole, ce niveau de production représente une augmentation de plus de 23 % par rapport au quatrième trimestre de 2018.Cependant, étant donné qu'aucune activité n'a eu lieu au cours des deux derniers mois de l'année, la production devrait baisser au premier trimestre, car de nouveaux puits n'auront pas été mis en ligne depuis plus de 100 jours.Le programme 2019 de 91 puits offre à notre équipe à terre une piste suffisante pour améliorer l'efficacité du forage et de la complétion, l'emplacement des puits de raffinage, le calendrier de forage et l'ajustement des méthodes de complétion.En conséquence, notre coût moyen s'est amélioré à moins de 6 millions de dollars par puits.Parallèlement à cela, la performance de notre puits moyen en EUR continue de s'améliorer, en plus de la fourchette interquartile globale qui se resserre considérablement depuis 2016.
Diapositive 13, depuis l'acquisition de la superficie de Kaybob Duvernay en 16, nous avons maintenant plus de 80 puits en exploitation sur l'ensemble de l'actif, la production est restée essentiellement stable au quatrième trimestre à 9 000 équivalents par jour avec 55 % de pétrole.Pour l'année, la performance des puits a dépassé les attentes d'environ 20 %, nous avons eu plusieurs réalisations opérationnelles dans la région, avec le forage et l'achèvement de notre puits le moins cher à moins de 6,3 millions de dollars, le forage du puits le plus rapide à ce jour en 12 jours et le forage du le plus long latéral à ce jour à plus de 13 600 pieds.Dans le cadre de notre processus d'amélioration continue, Murphy a commencé à utiliser le bicarburant pour réduire ses émissions de gaz à effet de serre et ses coûts de diesel dans le Kaybob Duvernay, cela a déjà atteint une réduction de 30 % des émissions pour cette zone.
Diapositive 14, notre actif Tupper Montney a produit 260 millions de pieds cubes par jour au cours du trimestre.Nous sommes enthousiasmés par les résultats de nos puits de 2019, car ils ont été orientés et alignés sur les courbes de type 24 100 pi3, une augmentation par rapport à la tendance précédente de 18 100 pi3 en 2018. Dans l'ensemble, nous avons généré un flux de trésorerie disponible positif en 2019 avec un prix moyen réalisé. de 2,15 CAD par Mcf.
Slide 16 dans notre activité Golfe du Mexique Murphy est maintenant sur ce portefeuille nouvellement élargi du Golfe du Mexique pendant six mois et au quatrième trimestre, cette activité a généré 82 000 équivalents par jour à 85 % de liquides.Tout au long du trimestre, nous avons mis trois puits en ligne après avoir terminé les activités de raccordement et de reconditionnement.De plus, comme je l'ai mentionné plus tôt, nous avons signé un protocole d'entente concernant le système de production flottant de King's Quay.
Diapositive 17, nos projets avancent comme prévu dans le Golfe, nous avons actuellement une plate-forme forant un programme de trois puits à Front Runner ainsi qu'un navire de forage effectuant deux reconditionnements sous-marins consécutifs, dans le premier type de 2020. Comme nous le détaillerons, ces projets ainsi que d'autres énumérés dans la diapositive apporteront des volumes supplémentaires en ligne pour maintenir notre taux de production à long terme, comme indiqué précédemment.Nos grands projets à long terme à Khaleesi / Mormont et Samurai progressent bien également avec des contrats d'ingénierie et de construction sous-marine récemment attribués en deçà du budget.
Diapositive 19, pour le premier trimestre 2020, nous prévoyons une production de 181 000 à 193 000 équivalents par jour, compte tenu des déclins naturels et des temps d'arrêt planifiés, dont plus de 3 000 équivalents par jour associés au fait que Terra Nova reste hors ligne.Une production de 190 000 à 202 000 à 60 % de pétrole est prévue pour l'année 2020 sur la base d'un plan d'investissement de 1,4 à 1,5 milliard de dollars.De ce montant, environ 1,2 milliard de dollars de notre budget sont alloués à nos actifs dans les schistes d'Eagle Ford et offshore.
Et en mettant en place notre programme d'immobilisations annuel, notre objectif principal est de générer des flux de trésorerie excédentaires pour couvrir notre dividende, car nous avons acquis de nouveaux actifs dans le Golfe en 2019, il y a un projet d'inondation de Saint-Malo, le capital requis à court terme avec augmentation de la production prévue dans trois ans.Ce projet a eu un impact sur notre allocation de capital pour 2020, car notre engagement envers la parité des investissements en flux de trésorerie nous a conduits à ajuster notre plan pour garantir la protection des flux de trésorerie.Cela nous permet de poursuivre notre dividende de longue date et de maintenir un ratio dette nette/EBITDA d'environ 1,5 fois.
Diapositive 20, comme nous l'avons évoqué au cours des trimestres précédents, notre plan quinquennal dans le golfe du Mexique atteint une production moyenne d'environ 85 000 équivalents.Pour 2020, nos investissements totaux de 440 millions de dollars génèrent une production moyenne de 86 000 équivalents par jour sur l'année complète avec six puits exploités et cinq puits non exploités mis en service tout au long de l'année.Le plan de projet 2020 est une combinaison de plates-formes de plate-forme, de reconditionnements et de raccordements, comme détaillé dans la diapositive précédente.Dans l'ensemble, ils généreront environ 1 milliard de dollars de flux de trésorerie d'exploitation cette année.
Diapositive 21, sur la base du point médian de nos prévisions d'investissement, notre budget onshore devrait s'élever à 855 millions de dollars, dont environ 80 % seront alloués aux schistes d'Eagle Ford.Nous sommes ravis de poursuivre notre programme plus robuste en 2020 après avoir considérablement réduit les dépenses au cours des dernières années, tout en maintenant notre approche disciplinée en matière d'allocation de capital.Les 97 puits exploités mis en service cette année étaient principalement concentrés dans nos régions de Karnes et Catarina.De plus, nous détenons une participation directe moyenne de 24 % et 59 puits bruts non exploités devraient être mis en service tout au long de l'année, principalement dans le comté de Karnes.
Au cours de 2020, notre production d'Eagle Ford Shale a augmenté régulièrement comme prévu, atteignant la moyenne du quatrième trimestre de plus de 60 000 équivalents par jour.Cette croissance significative pondérée par le pétrole nous ramène à un niveau que nous n'avons pas connu depuis plusieurs années.À Kaybob Duvernay, nous prévoyons de dépenser 125 millions de dollars pour mettre en ligne 16 puits exploités alors que nous effectuons notre report de forage au début de l'année.Le Kaybob Duvernay fonctionne extraordinairement bien dans tous les domaines avec des résultats exceptionnels en termes d'efficacité de forage et de complétion.
Dans notre prolifique Tupper Montney, nous allouons 35 millions de dollars pour mettre en ligne cinq puits à ce niveau de dépenses en capital, ces puits génèrent des liquidités disponibles à environ 1,60 CAD de prix AECO.Les dépenses limitées au sein des flux de trésorerie disponibles dans cette importante ressource sont bien placées dans notre portefeuille dans le cadre des besoins mondiaux en gaz naturel comme substitut du charbon à long terme et pour un avenir à faible émission de carbone.
Diapositive 22, notre programme 2020 s'inscrit parfaitement dans nos objectifs d'exploration à long terme, nous prévoyons de dépenser environ 100 millions de dollars et de forer quatre puits, ce qui nous permet de cibler plus de 500 millions de dollars d'équivalents barils de ressources.Du côté américain du Golfe, nous détenons une participation directe non opérationnelle de 12 % dans le puits Mt. Ouray.Cette perspective devrait se concrétiser à la fin du deuxième trimestre.Nous sommes très enthousiasmés par notre programme de deux puits au Mexique ;Tout d'abord, nous prévoyons de lancer le puits d'évaluation de Cholula, suivi d'un nouveau prospect ciblant le tout premier puits sous-salin au Mexique appelé Batopilas.Les deux puits sont stratégiques dans nos plans futurs et de loin le Mexique.Au Brésil, nous continuons à faire mûrir plusieurs prospects, ainsi que des usines - et la planification est en cours.Notre partenaire prévoit de creuser le premier puits au début de 2021.
Diapositive 23, en examinant nos plans au cours des prochaines années, je pense que nous serons en mesure de générer environ 1,4 milliard de dollars de liquidités disponibles après notre dividende, tout en livrant environ 5 % de CAGAR de production, tout en maintenant une pondération pétrolière de 60 %.Nous y parviendrons en allouant en moyenne environ 1,3 milliard de dollars de capital par an, ce programme de 1,4 % à 1,5 % étant prévu en 2020, qui devrait être l'année la plus élevée de dépenses en capital.Au cours des cinq prochaines années, notre actif dans le golfe du Mexique maintiendra une production annuelle moyenne d'environ 85 000 équivalents par jour, et Eagle Ford Shale devrait actuellement avoir une production CAGAR de 10 à 12 %.Comme nous l'avions prévu, nos dépenses annuelles de 100 millions de dollars en capital et en exploration nous permettent de forer de trois à cinq puits par an.Je suis sûr que vous conviendrez qu'il s'agit d'un programme pluriannuel significatif.
Diapositive 24, alors que nous entrons dans notre 70e année en tant que société, Murphy Oil est bien positionnée pour l'avenir après avoir connu une autre année de performance de rendement total pour les actionnaires dans le quartile supérieur, par rapport à notre groupe de pairs, nous avons atteint le classement de 95 centiles en rendement total pour les actionnaires au cours des trois dernières années.Notre portefeuille nouvellement transformé avec un potentiel d'exploration a une capacité continue à générer des flux de trésorerie disponibles supérieurs à notre rendement de dividende compétitif.
En conclusion, je pense que nous avons réussi un changement monumental en transformant Murphy en une société axée sur le pétrole de l'hémisphère occidental.Cela nous positionne pour la création de valeur à long terme.Je suis particulièrement fier d'être l'une des sociétés sélectionnées pour générer des flux de trésorerie disponibles et retourner des dividendes - des dividendes importants pour nos actionnaires aujourd'hui.Et nous avons la capacité unique de créer des avantages pour nos actionnaires grâce à des programmes d'exploration stratégiques continus.Nous allouons du capital à nos actifs pondérés par le pétrole à marge élevée pour générer une croissance rentable, tout en gardant un œil attentif sur les moyens de continuer à fonctionner de manière durable à l'avenir.
Merci.Mesdames et Messieurs, nous allons maintenant commencer la séance de questions-réponses.[Instructions de l'opérateur] La première question est de Brian Singer de Goldman Sachs.Veuillez continuer.
Ma première question concerne les schistes d'Eagle Ford, que vous avez mis en évidence dans l'une des diapositives, la diapositive 12, vous attendez-vous -- ou que vous avez vu des EUR plus élevés des puits forés en 2019. Et je me demandais si vous pouviez parler de ce que votre les attentes sont en 2020 par rapport à 2019 d'un point de vue total en EUR pétrole.Selon vous, quels sont les risques à la hausse par rapport à la baisse pour atteindre la trajectoire de croissance qui pousserait la production à 60 000 bep par jour au quatrième trimestre ?
Eh bien Brian, nous verrons notre poursuite de cela, je ne suis pas sûr sur la même trajectoire que nous avons eue dans le passé, nous voyons que cela s'améliore légèrement avec la technologie frac et les grandes améliorations que notre équipe a apportées.De plus, cette année, c'est juste un programme totalement différent de l'année dernière, plus pondéré à Karnes et Catarina et moins dans la région de Tilden où nous avons eu quelques problèmes au quatrième trimestre.Mais la région de Tilden n'a rien de mal à cela, c'était une idée que ces puits de Tilden fonctionnaient bien au-dessus de l'EUR que nous avons dans nos réserves prouvées non développées, puis dans notre plan à long terme, et nous maintenons ce niveau, puis c'est parti redescendre au niveau que nous aurions dans le plan à long terme sur un nombre très limité de puits au quatrième trimestre.
Le problème pour l'allocation de capital est un nouveau très grand partenaire BPX, qui fore activement après son achat de BHP dans la région de Karnes avec de très beaux puits de schiste d'Eagle Ford et de très beaux puits d'Austin Chalk.Ils remplacent donc notre allocation de capital typique à Tilden et nous forons plus de carottes de carottes cette année et un profil de risque totalement différent des années précédentes à Tilden où nous n'avons pas foré depuis plusieurs années.Nous sommes donc confiants d'y parvenir en raison de l'importance de notre programme non exploité et d'un très grand programme non exploité au quatrième trimestre au cours duquel cette année nous avons eu des dépenses très limitées au cours des deux derniers mois et possédons jusqu'à aujourd'hui à Eagle Ford , Brian.
Super.Merci.Et ensuite, quelques questions sur l'offshore.Pouvez-vous nous parler de la tendance que vous observez du côté des coûts et des risques à la hausse par rapport aux risques à la baisse?Et puis réalisez séparément que les temps d'arrêt et la volatilité sont la partie normale de l'exploitation n'importe où, en particulier dans l'offshore, mais pouvez-vous parler de la façon dont vous risquez des temps d'arrêt dans les prévisions de 2020 compte tenu de ce que nous avons vu ici récemment ?
Eh bien, sur l'image du centre-ville, il y a deux types de temps d'arrêt dans un environnement offshore, il y a des temps d'arrêt associés à une avance imprévue qui vous arrive de temps en temps.Nous avons généralement et avons cette année une allocation de 5% dans nos courbes de production pour les temps d'arrêt imprévus ou ce temps d'arrêt total dans notre entreprise.En fait, en 2020, nous avons moins de temps d'arrêt planifiés et une allocation plus importante, par rapport aux années précédentes de temps d'arrêt imprévus.Eh bien, il est difficile de prédire à l'occasion, Brian sont les situations mécaniques qui se produisent sur le puits, comme le dysfonctionnement sous-marin de ces nouveaux actifs, comme je l'ai dit plus tôt aujourd'hui, nous possédons ces actifs depuis six mois et l'appareil s'est cassé, si vous voulez ou un l'alimentation ombilicale et la ligne de transport hydraulique et nous avons dû l'enrouler et la réparer, elles sont difficiles à placer à ce niveau et très rares.
Mais de notre point de vue global du centre-ville, nous avons cela de référence et c'est ce que nous faisons normalement et ce que nous voyons normalement en dehors des événements ponctuels.Et comme nous comprenons mieux le système sous-marin, nous pensons que nous l'avons en ce moment et que nous l'avons prédit avec confiance.De plus, à l'intérieur de ce temps d'arrêt de 5%, c'est un peu pour l'année de, Brian sur une période de 365 jours a été inclus - excusez-moi sept jours de production nulle dans le Golfe pour l'ouragan, généralement nos barils dans le Golfe ne sont jamais complètement éteints, Je ne me souviens pas d'un moment où l'ensemble du golfe a cessé de produire, car nous avons différents réseaux de pipelines dans différentes zones d'exploitation.Et je pense que c'est aussi un risque approprié.
Et un autre risque que nous avons mis là-dedans, aussi important que si votre compteur de barils était que l'actif Terra Nova était censé produire jusqu'en mai et entrer pour une cale sèche de six mois et revenir en octobre et en raison de la situation inconnue là-bas, nous est allé de l'avant et a mis cela comme un zéro.Cela aurait donc changé nos discussions antérieures sur la production, en tant que nouvelles informations, si cela ne s'était produit que le 19 décembre.Je pense donc que nous avons bien cela, vous pouvez baisser le zéro, Brian.Et puis nous avons intégré cela et nous avons géré nos temps d'arrêt avec beaucoup de données dans le Golfe et une longue expérience et maintenant six mois d'apprentissage des nouveaux systèmes sous-marins que nous avons achetés et nous nous sentons à l'aise avec ce que nous avons.
Comme situation de coût, Brian.Il y aura une augmentation des tarifs journaliers sur le long terme.Nous avons cela figuré dans nos plans.Je n'aime vraiment pas discuter des tarifs que nous avons sur différentes plates-formes.Mais bien sûr, cela augmentera cela, nous devrons augmenter je pense pour les fournisseurs de ce service, nous voyons en dessous du budget sur l'équipement sous-marin et l'installation sous-marine, qui surmonte la plupart de cela et nous continuons à avoir une efficacité incroyable sur les gros navires de forage qui dépassent dans tout problème réel d'augmentation du taux journalier car il s'agit de jours sur place à la fin de la journée, et le type de travail que nous avons à Khaleesi / Mormont est juste mis en place pour ces plates-formes à double activité impliquant , l'achèvement et le forage simultanément - des opérations simultanées, et je ne suis pas préoccupé par les coûts dans l'une ou l'autre de nos activités pour le moment.Comme je vois l'efficacité absorber l'augmentation du taux journalier et moi actuellement, lorsque nous enchérissons sur d'autres équipements, cela devient plus faible dans nos activités offshore.
Oui Roger.Je me demandais si vous pouviez -- oui, bonjour, monsieur.Je me demandais si vous pouviez nous en dire plus sur la structure générale de la monétisation de King's Quay.Vous avez un très bon bilan solide.Je me demandais pourquoi il s'agissait d'un objectif stratégique important à atteindre.Et peut-être nous aider avec ce à quoi les termes pourraient ressembler ?
Je considérerais que notre situation stratégique la plus solide que nous ayons faite n'était qu'une capacité, vous savez, l'accent était mis sur la parité des investissements en flux de trésorerie.Une chose à savoir sur ce type de situations intermédiaires, toute la Malaisie s'est déroulée de cette manière.Toutes les installations de Thunder Hawk dans le Golfe ont été construites de cette façon.Toutes nos activités sont réalisées par une importante société intermédiaire appartenant à quelqu'un d'autre.Nous fonctionnons de cette façon depuis très longtemps et ce n'est que la continuation de ce plan.
Nous ne pouvons pas divulguer les tarifs que nous payons dans cette installation, je considérerais qu'il s'agit d'un très bon tarif intermédiaire, si vous voulez, en équilibrant ce que notre bilan, comme vous l'avez mentionné, rend ce tarif plus bas, parce que nous avons différents les risques de crédit et d'autres personnes peuvent participer à cette entreprise, c'est devenu une question d'inondation de Saint-Malo entrant dans notre allocation de capital, qui est un projet important à long terme, il fonctionne très bien.Et que ferions-nous au cours des trois prochaines années avec ces 300 millions de dollars de capital et maintenir le CAGAR et la croissance que nous avions et que nous cherchions encore financièrement - une aide financière sur cette partie particulière du projet.
Projetez toujours une quantité importante de capital pour nous et que nous avons décidé de nous approprier cela et de le structurer financièrement, si vous voulez, et je suis très heureux du droit que nous avons naturellement, je ne peux pas divulguer cela comme cela indiquerait ce que je paierai à mi-parcours à l'avenir ou un partenaire le souhaite également.Mais notre opex global de notre entreprise lorsque cela sera en ligne, nous resterons un joueur neuf ou sous-neuf et je pense que d'un point de vue global, cela ne se verra pas dans les finances.Et je dirais également que le flux de trésorerie de ce flux de notre plan à long terme est probablement supérieur au taux que nous avons.Donc je suis à l'aise avec tout ça, Arun.
D'accord.Et mon suivi, Roger, est sur le modèle, je me demandais si vous pouviez nous aider à réfléchir à la façon dont l'activité de reconditionnement plus élevée dans le golfe du Mexique et potentiellement l'Eagle Ford affectera vos prévisions LOE pour 2020 ?Je me demandais si vous pouviez également mentionner vos réflexions sur le seuil de rentabilité du prix du pétrole en 20 pour couvrir les dépenses d'investissement ainsi que le dividende ?
D'accord.Du point de vue de l'opex, je prévois que notre opex sera à peu près le même cette année que nous avons eu un reconditionnement.Notre opex au quatrième trimestre était de près de 3 $, impacté par un seul reconditionnement que nous avons effectué en termes de dépenses d'exploitation sur notre puits Chinook, bien sûr, ce puits a été mis en ligne à 13 000 barils équivalents par jour, presque tout le pétrole.Et j'anticiperais les reconditionnements que nous avons ici, nous avons un intérêt de travail inférieur pour l'un des reconditionnements, et je ne vois pas cela comme un facteur majeur de différenciation de notre total d'opx pour l'année, mais vous pourriez avoir des augmentations trimestrielles car ces puits sont généralement effectués en environ un mois ou deux de travail 45 jours est assez typique.Cela pourrait donc être un rebond au cours du trimestre, mais dans l'ensemble, nos dépenses d'exploitation pour l'année en tant qu'entreprise totale et nos activités dans le golfe du Mexique devraient être soutenues.
Du point de vue, vous prenez le point médian de l'orientation de nos dépenses d'investissement, ce qui est bien sûr notre objectif.Et aussi l'année dernière, nous avons atteint cet objectif et nous sommes en dessous de cet objectif à cause d'une dépense de trésorerie sur l'état des flux de trésorerie, et je vais seulement -- nous sommes à cet objectif sur la base de la comptabilité d'exercice, ce qui n'est pas tout au long en espèces à l'heure actuelle, bien sûr, notre objectif n'est pas d'utiliser au-dessus que nous avons une fourchette pour les événements qui pourraient avoir lieu, et maintenant ce prix du pétrole ne peut clairement pas dépasser le point médian.Si nous regardons la bande aujourd'hui avec les récents impacts du virus sur les prix du pétrole, nous aurions probablement besoin de 55 $, il n'y a pas de problème, mais si vous regardiez la bande actuelle, nous devrions probablement aller dans le bas de nos prévisions d'investissement de 1,4 milliard de dollars au point médian de 1,45 $ et se situer au milieu de cela afin de parvenir à couvrir le dividende.
Et lorsque nous faisons cela, nous avons des opportunités disponibles qui ne devraient pas avoir d'incidence sur la production quant à certains délais dans diverses parties de l'entreprise qui ont préféré divulguer ultérieurement.Mais notre objectif est de le couvrir;notre objectif est de le couper si nous en avons besoin, et gardez cela à l'esprit, bien sûr, notre couverture, comme David l'a mentionné plus tôt, nous aide à cet égard et c'est inclus dans ce que j'ai dit.Donc, 55 $ de moyenne WTI pour l'année, ce qui, à mon avis, est tout à fait réalisable.Ce n'est pas du tout un problème.Et dans le monde 53, vous ne parlez que de 20 millions de dollars, 30 millions de dollars de capex pour gérer cela, Arun.
Hé, bonjour.Je voulais suivre un peu l'Eagle Ford ici, j'ai certainement remarqué que vous aviez eu des temps d'arrêt de travail au quatrième trimestre, en regardant simplement vos prévisions de production d'Eagle Ford au premier trimestre, il semble être en baisse d'environ 15% par rapport au 4T.Je sais que vous avez beaucoup parlé de bon timing.Je voulais juste avoir une idée de s'il y a ou non des remaniements en cours au premier trimestre de 2020, en quelque sorte, un impact sur cette production, puis peut-être que vous pourriez juste parler un peu de cette production, en quelque sorte, cadence tout au long l'année.Je sais que vous avez mentionné les 60 000 au quatrième trimestre, devrions-nous voir une rampe assez régulière aux 2e et 3e trimestres, alors aidez-moi peut-être un peu sur la directionnalité de l'Eagle Ford ici ?
Merci.Leo.Ainsi, au quatrième trimestre, nous avons eu un certain impact de plus de travaux de puits sur des puits à taux plus élevé que d'habitude lorsque nous avons une sorte de travail de routine de réparation d'ascenseur artificiel à travers Eagle Ford, nous avons vu un niveau d'activité similaire, mais nous avons plus de temps d'arrêt liés à des puits à débit plus élevé plus des puits de 300 à 400 barils par jour, au lieu des puits de 40, 50, 60 barils par jour.C'était donc un peu anormal.Nous avons eu de nouveaux puits mis en ligne en septembre à Catarina qui ont eu pas mal de temps d'arrêt que nous sommes sortis et avons fait des travaux de nettoyage du sable sur ceux-ci, ces puits ont maintenant tous sauf un est revenu à des taux de production normaux.Donc, à partir de cette activité de reconditionnement à Catarina, nous constatons probablement environ 500 ou 600 barils par jour d'impact persistant alors que nous nous dirigeons vers janvier.Le reste du champ est en quelque sorte en ligne comme d'habitude.
Dans les puits d'East Tilden, qui, selon Roger, ont sous-performé nos prévisions, mais ont dépassé les attentes antérieures des puits de 2015 et avant.Ces puits ont impacté notre trimestre d'un peu plus de 700 barils par jour.L'impact de cela au début de 2020 est d'environ 1 000 barils par jour, et cet impact diminuera tout au long de l'année.Nous constatons donc un léger surplomb en début d'année.Nous nous attendions à un déclin naturel de l'Eagle Ford avec la fin de notre cadence de puits, principalement en septembre et en octobre de l'année dernière, notre nouvelle livraison de puits en ligne cette année, notre exécution de notre programme de forage et de complétion se déroule très bien.Nous avons un programme de puits mis en ligne qui, au premier trimestre, ressemble à ce à quoi il ressemblait au premier trimestre de 2019. Et puis un peu plus d'attente à la fin du deuxième trimestre pour la mise en ligne de nos puits Karnes exploités.C'est donc un peu plus tard que l'on a vu en 2019 la montée en puissance de nouveaux puits au deuxième trimestre. Mais ensuite, une forte poussée pour le reste de l'année avec des puits IP plus élevés à Catarina et Karnes contribuant à la fin des deuxième et troisième trimestres et un grande poussée des puits de Karnes non exploités au quatrième trimestre 2020.
D'accord.Couleur très utile.Donc, il semble certainement qu'il soit à moitié pondéré par la croissance d'Eagle Ford en 20 ici.
Ce sera toujours comme ça, Leo.Lorsque vous arrêtez de dépenser à la fin de l'année pour le capital initial, ce qui va devenir une chose courante à Shale.Nous ne sommes pas seulement Murphy.C'est plus difficile de faire comme ça.
Notre programme en 2020 compte 14 puits mis en service très tard en fin d'année à Karnes.Nous avons donc une livraison de puits plus stable en 2020, par rapport à 2019. Nous devrions donc terminer l'année sur un sommet plutôt que sur une tendance à la baisse avec un déclin naturel.Alors regard un peu différent cette année de notre programme.
D'accord, c'est sûr que c'est une bonne couleur.Je sais que vous avez dit que 2020 est le maximum pour les dépenses d'investissement, je veux dire, on dirait que ce genre de choses descend ici, vous savez, en 21.Je sais que vous avez parlé des 85 000 bep par jour dans le golfe du Mexique.Mais comme j'ai en quelque sorte regardé vos diapositives et vu certains des horaires de liaison.Je voulais juste avoir une idée, il semblait qu'il n'y avait pas beaucoup de puits dans le Golfe jusqu'à la fin de l'année en 21.Alors, devrions-nous nous attendre à ce que la production du Golfe baisse un peu en 21, puis augmente beaucoup en 22, est-ce que Khaleesi et Mormont viennent sur tout ce que vous pouvez en quelque sorte dire à cela?
Cette année, ce serait un filigrane élevé de production au cours des deux prochaines années dans le Golfe, mais pas beaucoup de déclin significatif, de ces puits sont des puits à débit assez élevé quand vous les voyez sur ce graphique également non mis en évidence ici.Les puits non opérationnels, donc c'est juste Kodiak dans lequel nous bénéficions d'un grand intérêt de travail là-bas, l'un de nos champs les plus rentables avec des cadeaux positifs incroyables.Très confiant dans la moyenne de cela, je dirais que le capital pour fournir cela est probablement inférieur aux prévisions précédentes.Et nous avons des puits importants à venir ici dans cette liste et aussi dans le non-op à la fois à St. Malo et Kodiak et comme -- et Lucius aussi.Donc, le non-op n'est pas mis en évidence ici, mais très confiant quant à notre profil de production à long terme de cet objectif de 85 et moins de capex vers la fin de la période de planification.
J'ai compris, d'accord.Donc, oui, il semble qu'il y ait un certain nombre d'autres puits juste sur les diapositives qui vont aider à combler une partie de cela.D'accord, c'est logique.
Et ces puits ont une production très élevée, Leo, avec divers intérêts de travail, mais ce sont des puits à haut débit dont nous traitons ici.
D'accord.Non, c'est utile.Et je suppose que peut-être juste enfin sur l'exploration.Sur votre diapositive 22, je voulais juste voir si nous obtenions un peu plus de couleur sur certaines de ces perspectives à venir plus tard dans l'année en termes de ce que vous pensiez potentiellement être à Batopilas ou au puits que vous allez être je devinez des tests au début de 21 au Brésil, essayant simplement d'avoir une idée du type d'objectifs récupérables bruts dans ces puits ?
Eh bien, je veux dire que nous -- pour divulguer ce type de choses, il faut de très nombreuses approbations de partenaires et nous n'en avons donc pas ici.Je veux dire, généralement dans le golfe du Mexique, vous vous attendez à ce que le puits d'exploration soit une opportunité de plus de 75 millions de barils, c'est ce que nous ciblons toujours là-bas.Dans notre région de Cholula au Mexique, nous avons eu une découverte là-bas l'année dernière qui a été divulguée, et c'était un puits crestal avec une bonne quantité de pétrole qui est - avait des points plats si vous voulez, et nous devons sortir de cette structure dans un réservoir plus épais dans l'un des puits, qui n'avait pas de niveau d'eau dans la zone, et que nous y avons fait beaucoup de travail sismique et aussi une opportunité très proche avec une réponse sismique idéale à toute la structure du puits de Cholula .Et dans ce genre de zone à partir de ce puits et de l'opportunité à proximité qui lui est identique, la même profondeur d'âge à côté, si vous voulez, ce sont des choses de type 100 millions de barils que nous dérisquons dans cette assez grande zone.
Nous avons donc deux entreprises au Mexique en ce moment, l'une est une petite zone de raccordement du Miocène moyen dans la gamme de 100 millions de barils au nord-est de la découverte de Talos que nous pouvons facilement ajouter et ajouter de manière très similaire à ce que nous faisons dans le Golfe.Et il y a le puits Batopilas qui est un grand puits dont la taille dépasse 160 millions de dollars et c'est une très grande structure miocène sous le sel.Et donc ces opportunités, et bien sûr, notre bassin Sergipe-Alagoas, nous ne divulguons pas la taille de ces opportunités, que vous pouvez anticiper quelque chose comme ça avec le partenaire que nous devons être assez grand.Et j'espère que ceux-ci seront grands et voilà avec les 500 ci-dessus et c'est tout ce que nous pouvons dire à ce sujet.Encore une fois un puits typique dans le Golfe 75, nous touchons un bon bout de, près de 100 et au-delà dans le Golfe -- dans la région du Mexique avec ce type de puits très coûteux [Indéchiffrable] de puits, des puits de traitement, en fait.Et puis une grande opportunité future pour nous au Brésil dont nous sommes très enthousiastes.Mais avoir une divulgation limitée pour le moment.
Deux questions, je pense que le marché n'apprécie pas vraiment les avantages de Saint-Malo après la période '24.Pouvez-vous juste, en quelque sorte, parler de l'apparence de la production une fois qu'elle est mise en ligne en 23, puis comment cette portée se poursuit et combien de temps – la longévité de ces volumes dans le système?
Bonjour, Gaël.Saint-Malo arrive fin 23 début 24 genre de pics, il ajoute plus de 5 000 barils par jour de production nette à notre portefeuille offshore et ajoute environ 32 millions de barils de réserves notre part et une VAN importante, VAN dans une fourchette de 150 à 160 millions de dollars avec un taux de rendement d'environ 18 % à 20 % pour un pétrole plat de 55 $.C'est donc important et arrive au bon moment pour notre portefeuille offshore.
Super.Et puis en 2019, le golfe du Mexique a eu des différentiels très sains.Pouvez-vous simplement donner un peu de couleur sur la façon dont vous voyez les différentiels GOM en 2020 ?
Oui, je pense que l'image différentielle dans le Golfe a été bien meilleure que prévu du point de vue de l'OMI 2020, ce qui n'a vraiment pas eu d'impact majeur.Les diffs sont plus bas qu'ils ne l'étaient dans certaines parties de '19.Aujourd'hui, dans notre activité Mars où nous marquons Mars dans le golfe du Mexique, il s'agirait de tous les actifs que nous avons achetés à Petrobras, ainsi que de nos anciennes sensations Medusa et leader.C'est environ 36% de notre production, ces différences sont clairement supérieures à 1 $ depuis le début de l'année, la différence de février et c'est 1,40 $ positif, certains CHOPS ont prévu d'être inférieurs au dollar négatif, en fait.Et que nous voyons cela bien mieux qu'on ne le pensait à l'origine.
Dans HLS dans le Golfe, environ 21 %, il s'agit de bruts à marge très, très élevée autour de notre puits Kodiak non opérationnel et de toutes nos activités LLOG que nous avons achetées et du champ dalmatien que nous avons et que nous travaillerons bientôt au quatrième trimestre, là était un positif de 4 $ et maintenant nous sommes clairement dans la fourchette positive de 350 là-bas, et je me sens bien à ce sujet.Une autre belle situation pour nous est Magellan East Houston, MEH qui représente 33% de nos anciens liquides sortants, l'entreprise d'Eric à Eagle Ford.Et ces deux-là ont été d'environ 3,40 $ ou 3,40 $ positifs par rapport au WTI dans lequel nous marquons l'équipage.Donc, dans l'ensemble, nous devons encore nous positionner et je pense que lorsque vous regardez le transport et le prix réalisé de notre entreprise, et où se trouvent nos barils.Nous serons toujours positifs envers presque tous nos pairs, car la nature unique de l'endroit où nous vendons ces barils et très heureux des accords que nous avons, nous pensons que c'est un avantage concurrentiel Et donc pourquoi nous avons ajouté notre activité dans le Golfe et alloué plus de capital à notre entreprise Eagle Ford.Si vous avez les prix les plus élevés, vous aurez toujours un avantage.
Merci.[Instructions de l'opérateur] Et la question suivante est de Paul Cheng de la Banque Scotia.Veuillez continuer.
Si vous devez ajuster les dépenses d'investissement, devrions-nous supposer que ce n'est qu'à Eagle Ford ou que vous devrez également ajuster dans d'autres domaines ?
Non, car encore une fois, je préférerais ne pas divulguer cela pour le moment.Nous avons des paiements d'approbation de plan de développement sur le terrain au Vietnam qui font partie de notre plan, qui si vous franchissez cette étape qui peut être retardée, et nous constatons des coûts différents et une certaine exploration à la fin de l'année.Nous essayons de faire ces réductions naturellement là où nous n'ajustons pas notre allocation de capital à rendement très élevé aux reconditionnements et aux raccordements dans le Golfe, ni ne changeons notre calendrier de forage dans l'Eagle Ford pour le moment.Je me sens à l'aise que nous pouvons le faire et nous le ferons, si nous devons le faire, nous le ferons.
Agréable.Et au Brésil, avez-vous déjà identifié le puits que vous allez forer l'année prochaine -- au début de l'année prochaine ?
Nous avons une bonne idée - nous en avons une bonne idée bien sûr, mais nous avons affaire à un partenaire important là-bas.Et je pense que vous pourriez revenir en arrière et surveiller leur divulgation sur un autre très grand projet là-bas au fil du temps, et vous vous attendriez à une divulgation similaire ici également.
D'accord.Donc, vous n'étiez pas en mesure de nous donner un - peut-être un objectif de forage de pointe ou quoi que ce soit en rapport à ce stade ?
D'accord.Et quand on dit début d'année prochaine.Parlons-nous du début du premier trimestre?Quoi...
Oui.Le plan de forage là-bas est impliqué dans les permis et le calendrier de nos partenaires, impliquant bien d'autres blocs qu'ils ont.Et je prévois que ce sera au début de 21 à cette époque.Oui Monsieur.
D'accord.Et c'est peut-être que je l'ai raté.Vous vous demandez quand vous dites que vous n'allez pas avoir de puits à venir dans l'Eagle Ford pendant les 100 prochains jours ?
Non, non, non, c'est à partir du moment où nous avons mis un puits début octobre et nous allons avoir des puits qui coulent samedi.Donc ça fait longtemps.
Cette allocation de capital de notre programme Shale à chargement initial a un impact et nous avons surestimé la production au-dessus de notre EUR typique, nous avons été brûlés pour cela au quatrième trimestre.Maintenant, nous avons ce problème en plus d'un projet frontal planifié à long terme.Nous y avons foré avec trois plates-formes dès la fin de l'année.Et nous apportons ici assez rapidement un important bloc de 10 puits et nous nous sentons bien dans nos conseils et ce que nous faisons là-bas.
Nous le sommes, Paul.Nous commençons ceci -- nous commençons samedi matin.Cela fait un moment, ce que j'essaie de dire, c'est que c'est difficile dans un jeu de schiste et vous trouverez cela rare de ne pas mettre un puits en 100 jours et mais nous sommes de retour en cliquant et en ajoutant des puits tout au long du trimestre et nous avons une cadence importante de construction de puits, comme Erik l'a décrit plus tôt dans l'appel.
D'accord, et une dernière de ma part, pouvez-vous nous donner -- quelle est l'East Tilden, la bonne performance au quatrième trimestre dont vous parlez ?Et quelles étaient les prévisions d'entreprise que vous utilisez ?Et avez-vous déjà ajusté cette prévision ou pensez-vous que le puits d'East Tilden au quatrième trimestre était une anomalie et que votre prévision d'investissement est toujours, OK.
Bien sûr, Paul.Donc, les puits d'East Tilden, nous avons mis ces puits en ligne, leurs IP30 étaient fondamentalement conformes à nos prévisions.Ce n'est pas le nombre exact, mais environ 800 bep par jour en moyenne pour les huit puits.Ils ont donc l'air vraiment bien pendant environ 30 jours après quoi nous avons commencé à voir une baisse de plus en plus marquée.Donc, comme je l'ai mentionné, en janvier, l'écart entre nos prévisions précédentes et les performances de production actuelles pour le total des huit puits était d'environ 1 000 bep par jour, et nous nous attendons à ce que cet écart soit là, mais il diminuera à travers l'année à mesure que l'attente antérieure diminue comme le font toujours les puits.
Merci d'avoir répondu à la question.L'un des points que vous avez soulevés dans votre, en quelque sorte, introduction est que vous avez remodelé la base d'actifs pour qu'elle soit un pur jeu de l'hémisphère occidental.Mais vous avez toujours l'exploration du Vietnam et on a l'impression que c'est un peu une réflexion après coup à ce stade.Je suis donc curieux de savoir quelle est la logique pour conserver ces actifs ?
Il y a un avantage significatif dans ces actifs.Nous avons une découverte importante là-bas que nous allons mettre en ligne, nous faisons actuellement de l'alimentation, et nous aurons l'approbation du plan de développement sur le terrain par le gouvernement -- le gouvernement là-bas a été si lent.Et nous - avec notre allocation de capital, nous ne les avons pas précipités si vous voulez.C'est une situation très particulière.Nous venons d'ajouter un autre bloc avec un engagement à un puits, nous avons une série de prospects à faible risque forés par des auto-élévatrices et nous permet tout type de hausse, mais en ce moment particulier avec l'allocation de capital d'avoir un CAGAR limité et gratuit flux de trésorerie et bâtir une entreprise avec un flux de trésorerie disponible important.Cela a été ralenti au cours des deux premières années pour notre entreprise, mais nous y forerons certainement l'année prochaine, et c'est un dormant pour nous qui est important et nous permet tout type de flexibilité impliquant différentes parties de notre entreprise à l'avenir.
Donc, comme le Vietnam, avoir une position tout à fait unique, une position d'entrée très peu coûteuse, une très belle découverte là-bas, il y aura - étant mis dans notre plan à long terme, c'est à l'intérieur de ce que nous avons divulgué ici et très excité à ce sujet.Ne pas être une grande capitale là-bas cette année pour toutes ces raisons que nous lisons tous les jours.
D'accord, une autre question d'exploration, si je me souviens bien, je pense qu'il y a cinq ou six ans, vous avez fait des efforts pour faire des forages au Suriname, l'un des premiers, je pense, E&P internationaux à le faire.Et puis ce genre de choses a fait long feu maintenant, bien sûr, nous voyons les gros titres sur le Suriname sur une base apparemment quotidienne.Je suis curieux, si vous avez un intérêt à revisiter les opportunités dans cette géographie émergente ?
Nous sommes intéressés par toutes les opportunités dans l'hémisphère sur lequel nous nous concentrons, à savoir l'Amérique du Sud, le golfe du Mexique proprement dit et le Mexique offshore où nous avons un bloc important et nous avons récemment ajouté au Brésil un autre segment dans le bassin de Portiguar.Ces puits que nous forions il y a tant d'années, nous sommes dans un jeu totalement différent, à une époque totalement différente.Nous - comme vous le savez, avons été une exploration mondiale, mais nous essayons de nous concentrer sur le fait d'avoir plus d'informations et de nous concentrer davantage sur les données et uniquement sur les bassins dans lesquels nous travaillons.Ce n'est pas parce que nous n'y avons pas participé que nous n'y avons pas regardé et que le prix du poker y était supérieur à ce que nous voulions faire.Et aussi à l'occasion dans un pays comme celui-là, cela semble simple, mais quand vous voyez les différents accords que vous avez acceptés, regarder la journée de quelqu'un vous limitera beaucoup dans une perspective de développement commercial à l'avenir.Et dans certains de ces endroits, nous ne sommes pas en mesure de conclure un accord dans lequel nous préférerions travailler. Nous regardons donc dans cette région, nous ne sommes pas contre le fait de travailler là-bas, mais nous n'avons pas trouvé d'opportunité à laquelle nous aimerions participer et où nous pouvons ajouter une valeur significative pour les actionnaires.
D'accord.Nous n'avons plus de questions aujourd'hui et cela mettra fin à notre appel aujourd'hui.Nous apprécions tout le monde pour avoir écouté, et nous vous verrons à notre prochain résultat trimestriel.Merci beaucoup.
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Heure de publication : 24 février 2020