Głęboko zubożałe południowoamerykańskie mikropaństwo Gujana, które wstrząsnęła pandemią COVID-19, znalazło się w epicentrum ostatniego mega-naftowego boomu na kontynencie. Od 2015 r. ExxonMobil, który posiada 45% udziałów i jest operatorem, wraz ze swoimi partnerami Hess i CNOOC, które posiadają odpowiednio 30% i 25%, stworzył pas wysokiej jakości odkrycia ropy naftowej w przybrzeżnym bloku Stabroek o powierzchni 6.6 miliona akrów w Gujanie. Exxon, który jest operatorem bloku Stabroek, dokonał ponad 20 odkryć, z czego 6 w samym 2021 r., które według szacunków światowego supermajora energetycznego zawierają co najmniej 10 miliardów baryłek wydobywalnych zasobów ropy naftowej. najnowsze odkrycia ropy naftowej, ogłosił w styczniu 2022 r. znajdowały się w odwiertach poszukiwawczych Fangtooth-1 i Lau Lau-1. Te znaleziska zwiększą potencjał naftowy bloku Stabroek, dodając do 10 miliardów baryłek wydobywalnych zasobów ropy, które zostały już oszacowane przez Exxon.
Zintegrowany supermajor energetyczny inwestuje duże środki w blok Stabroek, który zmieni zasady gry dla firmy. Pierwsze pole operacyjne Exxona w Stabroek Block Liza Phase 1 osiągnęło pojemność tabliczki znamionowej 120,000 2020 baryłek dziennie w grudniu 2 r. Kolejnym znaczącym osiągnięciem konsorcjum kierowanego przez Exxon i głęboko zubożałej Gujany jest to, że faza II Liza wpompowany pierwszy olej w lutym 2022 r. Oczekuje się, że operacja ta osiągnie znamionową pojemność 220,000 20220 baryłek dziennie przed końcem 340,000 r., podnosząc wydajność bloku Stabroek do około 2020 XNUMX baryłek dziennie. We wrześniu XNUMX Exxon dał dotychczasowy zielone światło dla projektu pola naftowego Payara. Ten projekt o wartości 9 miliardów dolarów jest trzecim projektem supermajora w bloku Stabroek i przewiduje się, że Payara rozpocznie produkcję w 2024 roku, a aktywa mają osiągnąć wydajność 220,000 XNUMX baryłek dziennie przed końcem tego roku.
Na początku tego miesiąca Exxon dokonał ostateczna decyzja inwestycyjna w sprawie rozwoju offshore Yellow Tail, decydując się na kontynuację i zainwestowanie 10 miliardów dolarów w projekt. Zostało to ogłoszone na odwrocie rządu Gujany, w Georgetown, zatwierdzając projekt i podpisując licencję na produkcję ropy naftowej dla Yellow Tail z konsorcjum pod przewodnictwem Exxon. Będzie to największy projekt zintegrowanego supermajora energetycznego, jaki został dotychczas opracowany w morskiej Gujanie. Przewiduje się, że Yellow Tail rozpocznie produkcję w 2025 roku, osiągając nominalną zdolność produkcyjną 250,000 810,000 baryłek dziennie przed końcem tego roku. To podniesie ogólną produkcję ropy naftowej z bloku Stabroek do co najmniej 1 2026 baryłek dziennie. Exxon przewiduje, że blok Stabroek będzie pompował ponad milion baryłek dziennie do XNUMX r., kiedy projekt Uaru, który nie został jeszcze zatwierdzony, pojawi się w sieci.
Produkcja oleju Exxon Gujana
Źródło: Exxon Prezentacja na Dzień Inwestora 2022.
W wyniku inwestycji Exxon Gujana stanie się głównym graczem na światowych rynkach energii i 20 największym producentem, a była kolonia brytyjska będzie pompować około 1.2 miliona baryłek dziennie do 2026 roku, dwa lata wcześniej niż pierwotnie przewidywano.
Nie tylko konsorcjum kierowane przez Exxon w bloku Stabroek odnosi sukcesy wiertnicze w morskiej Gujanie. Pod koniec stycznia 2022 kanadyjska firma wiertnicza CGX Energy i jej partner, większościowy udziałowiec firmy, Frontera Energy odkryty olej z odwiertem badawczym Kawa-1 w bloku Corentyne o powierzchni 3 milionów akrów w morskiej Gujanie. Blok, w którym CGX jest operatorem, a jego spółka macierzysta Frontera jest właścicielem 33.33% udziałów roboczych, przylega do płodnego bloku Stabroek leżącego na południowym zachodzie. Odwiert Kawa-1 znajduje się na północnym krańcu bloku Corentyne, w pobliżu odkryć dokonanych przez Exxona w bloku Stabroek.
Źródło: Frontera Energy Prezentacja korporacyjna Marzec 2022.
CGX i Frontera zamierzają zainwestować 130 milionów dolarów w badanie bloku Corentyne. Obejmuje to rozpoczęcie odwiertu poszukiwawczego Wei-1 w północno-zachodniej części Corentyne w drugiej połowie 2022 roku. Według CGX, geologia odwiertu Kawa-1 jest podobna do odkryć dokonanych w bloku Stabroek, a także 5 znaczących znalezisk wykonane przez TotalEnergies i Apache w sąsiednim bloku 58 na morzu Surinamu. Uważa się, że północny odcinek bloku Corentyne leży na tym samym torze naftowym, który biegnie przez blok Stabroek do bloku 58 w Surinamie.
Powiązane: Rynki ropy naftowej wysyłają marże paliwowe przez dach
Wydarzenia te wskazują na znaczny potencjał węglowodorów na morzu Gujany, co potwierdza twierdzenia przemysłu, że US Geological Survey rażąco błędnie obliczyło nieodkryty potencjał naftowy Gujany Surinam Basin. USGS, który zobowiązał się do ponownego przeglądu swojej dwuletniej oceny w 2020 r., Tylko po to, aby zapobiec pandemii COVID-19, szacuje się 2 dekady temu że dorzecze Gujany Surinamu musiało oznaczać nieodkryte zasoby ropy na poziomie 15 miliardów baryłek. Do tej pory Exxon ujawnił, że szacuje, że znalazł co najmniej 10 miliardów baryłek ropy naftowej w bloku Stabroek. Liczba ta może wzrosnąć ze względu na najnowsze odkrycia w bloku i trwające działania rozwojowe. Następnie są odkrycia ropy naftowej TotalEnergies i Apache w bloku 58 na morzu w Surinamie, gdzie przetestowany odwiert analityczny Sapakara South nawiązał kontakt ze zbiornikiem szacuje się, że się utrzyma zasoby ropy naftowej przekraczające 400 mln baryłek. W 2020 roku amerykański bank inwestycyjny Morgan Stanley oszacował, że Block 58 może: posiadać zasoby ropy naftowej do 6.5 miliarda baryłek.
Niskie koszty związane z prowadzeniem działalności w Gujanie, odzwierciedlone przez prognozowane niskie w branży ceny progu rentowności od 25 do 35 USD za baryłkę, oraz korzystne otoczenie regulacyjne sprawiają, że jest to niezwykle atrakcyjna jurysdykcja dla zagranicznych firm energetycznych. Atrakcyjność ta potęguje fakt, że odkryta ropa naftowa jest stosunkowo lekka i zawiera niewiele siarki, co czyni ją szczególnie atrakcyjną na globalnym rynku energetycznym, gdzie szybko rośnie zapotrzebowanie na paliwa o niskiej emisji dwutlenku węgla i mniejszej emisji. Z tych powodów inwestycja od zagranicznych firm energetycznych, a co za tym idzie działalności poszukiwawczej i rozwojowej w offshore Gujana przyspiesza.
Oprócz Frontery przeznaczając do 130 milionów dolarów do zainwestowania w działalność poszukiwawczą w bloku Corentyne, hiszpański koncern energetyczny, Repsol, planuje zwiększyć działalność w pobliskim bloku Kanuku w morskiej Gujanie. Firma zleciła firmie Noble budowę odwiertu Beebei-Potaro w tym bloku w maju 2022 r. Blok Kanuku, w którym Repsol jest operatorem i posiada 37.5% udziałów, z partnerami Tullow i TotalEnergies posiadającymi odpowiednio 37.5% i 25%, znajduje się na południe i przylega do płodnego bloku Stabroek. To stawia go w pobliżu odkryć Exxona w Stabroek, w szczególności studni Hammerhead, Pluma, Turbot i Longtail, co wskazuje, że północna część bloku Kanuku potencjalnie zawiera tor naftowy, który biegnie przez Stabroek i północną część bloku Corentyne do morskiego Surinamu Blok 58.
Ostatnie odkrycia ropy naftowej w połączeniu z rosnącym zainteresowaniem, a także inwestycjami z zagranicznych inwestycji energetycznych w połączeniu z tempem, z jakim Exxon rozwija blok Stabroek, może spowodować, że Gujana będzie pompować znacznie ponad 1 milion baryłek dziennie wcześniej niż oczekiwano. Niektórzy analitycy branży spekulują, że wielkość może zostać osiągnięta do 2025 r., co jest wspierane przez oświadczenia z dyrektor generalny Hess, 30% partner Exxon w bloku Stabroek, John Hess. Te ostatnie wydarzenia w morskiej Gujanie nie mogły nadejść w ważniejszym momencie, gdy Stany Zjednoczone chcą zwiększyć dostawy ropy naftowej po tym, jak Waszyngton zakazał importu rosyjskiej energii. Jeśli Gujana będzie w stanie szybko, zgodnie z przewidywaniami, zwiększyć niskoemisyjną produkcję ropy naftowej na morzu, głęboko zubożałe państwo południowoamerykańskie stanie się ważnym dostawcą ropy naftowej, zwłaszcza dla Stanów Zjednoczonych. produkt krajowy brutto powiększony o a oszałamiający 20.4% w 2021 r., kiedy wydobycie ropy naftowej wynosiło średnio tylko 120,000 130,000 do XNUMX XNUMX baryłek dziennie.
Matthew Smith dla Oilprice.com
Więcej najlepszych odczytów z Oilprice.com:
Źródło: https://finance.yahoo.com/news/exxon-bets-another-10-billion-210000266.html