Dit zijn uitdagende tijden voor upstream olie en gas, aangezien de industrie door ongekende onzekerheid navigeert. Maar de pijn is niet gelijk verdeeld. De groei uit diep water is veel sneller dan in het algemene bovenstrooms, met een productie die naar verwachting zal stijgen van 10 miljoen barrels of olie equivalent (mmboe) per dag in 2021 (6% van het wereldwijde aanbod) tot meer dan 17 mmboe per dag in 2030 (10%). Naar verwachting zal bijna de helft van de olie- en gasreserves die de komende vijf jaar worden gesanctioneerd voor ontwikkeling, zich in diep water bevinden. Exploratie zal ongetwijfeld meer toevoegen.

Beste reservoirs

De out-performance van de sector vloeit voort uit zijn reservoir-fundamentals. Diep water is geen plaats om marginale rots-eigenschappen of moeilijke vloeistoffen aan te pakken. Op enkele uitzonderingen na, heeft de industrie ervoor gekozen om alleen haar beste reservoirs te ontwikkelen. Deze zorgen voor hoge stroomsnelheden en uitzonderlijke geschatte uiteindelijke recuperatie (EUR) per put. Dus, hoe belangrijk is de bovenstroomse out performance van diepwater? Waar zijn de meest bevoorrechte olie- en gasbassins? En wat kan in de toekomst van invloed zijn op de kosteneffectiviteit van de sector?

Een groeiend voordeel in diep water

Het voordeel van diep water ten opzichte van niet-diep water is spectaculair, waarbij elke put aanzienlijk meer reserves produceert dan ontwikkelingsputten in ondiep water of op het vasteland. EUR in diepwater is gemiddeld 12 mmboe voor oliebronnen en 43 mmboe voor gasbronnen. Dat komt overeen met het wereldwijde industriegemiddelde van minder dan 1 mmboe per putje.

Dit voordeel wordt nog beter, toekomstige diepwaterolievelden zullen profiteren van tweemaal de gemiddelde EUR aan velden die al in bedrijf zijn. En dit is geen symptoom van te optimistische projectplannen die te laat zijn voor een dosis realiteit. In plaats daarvan weerspiegelt het grotendeels het recente exploratiesucces van de industrie, wat heeft geleid tot het openen van reservoirs in nieuwe bekkens zoals Guyana en het Braziliaanse Santos, die de beste EUR-presteerders in de industrie zijn. Technologiewinsten en een hogere beoordeling van de portefeuille zijn ook factoren die hieraan bijdragen.

Hogere EUR betekent dat er minder putten nodig zijn. Dat is van cruciaal belang, omdat diepwaterbronnen en bijbehorende onderzeese apparatuur duur zijn en doorgaans meer dan de helft van de investeringsuitgaven voor projecten uitmaken. Velden met minder putten genieten van lagere kosten, snellere cyclustijden en betere break-even prijzen. Dit economische voordeel hangt ook samen met het koolstofvoordeel. De meeste toonaangevende diepwaterontwikkelingen met een hoge EUR, dragen nu sterk bij aan de doelstellingen voor de intensiteit van de emissies van bedrijven.

(Bron: Oilnow.gy)