Scenari

Il lento declino dei giacimenti del Mare del Nord

Le major petrolifere stanno smantellando i loro impianti per via degli alti costi di produzione, alla ricerca di rendimenti più elevati altrove. Ma gli indipendenti stanno conquistando le posizioni lasciate libere

Fin dagli anni ’60, il Mare del Nord è sempre stata una regione molto ricercata per l’esplorazione e la produzione di petrolio e gas. Nonostante ciò, in questi ultimi anni, si sta assistendo a una fase di invecchiamento dei bacini e a un costante declino della produzione, con alcune major petrolifere che stanno smantellando i loro impianti per via degli alti costi di produzione, alla ricerca di rendimenti più elevati altrove.

BACINO IN DECLINO, LE MAJOR EXXONMOBIL, CHEVRON E CONOCOPHILLIPS IN FUGA

A giugno, scrive World Oil in un lungo reportage sulla zona, quando ExxonMobil ha annunciato il suo piano di cessione del suo portafoglio upstream norvegese, un analista di Wood Mackenzie ha dichiarato a Bloomberg che “la Norvegia non è più fondamentale per il business complessivo”. Allo stesso modo, nell’ottobre 2018, è stato riferito che Chevron aveva in programma di vendere la sua ultima licenza di esplorazione petrolifera rimasta in Norvegia. La società ha trasferito la propria quota del 20% in PL 859 a DNO ASA. Secondo una lettera del 28 settembre del ministero dell’energia norvegese, l’accordo “implica che Chevron Norge AS ha chiuso le sue operazioni in Norvegia, lasciando la piattaforma norvegese in modo permanente”. Appena un mese dopo Chevron anche ConocoPhillips ha annunciato che stava prendendo in considerazione la vendita delle rimanenti attività nel Mare del Nord.

È L’ORA DELLE AZIENDE INDIPENDENTI

Exxon, Chevron e ConocoPhillips non sono le uniche major pronte a fare un passo indietro dal settore petrolifero e del gas al largo della Norvegia e del Regno Unito. Attraverso varie fusioni e vendite di asset, anche Shell, BP e Total si sono ritirate dal Mare del Nord. Nonostante il ritiro delle major petrolifere, una torma di aziende indipendenti sta tentando di entrare nei giacimenti del Mare del Nord visto che la regione si mantiene ancora in classifica come uno dei principali mercati di fusioni e acquisizioni al mondo. In effetti, la Norwegian Petroleum Directorate (NPD), la direzione specializzata e organo amministrativo governativo della Norvegia che riferisce al Ministero del petrolio e dell’energia, ha riferito a gennaio che a 33 società sono state offerte partecipazioni in 83 licenze di produzione sulla piattaforma norvegese negli Awards in Predefined Areas (APA) 2018, il maggior numero mai assegnato in un’unica tornata di licenze.

LA SITUAZIONE IN NORVEGIA

Come quinto esportatore di petrolio al mondo e terzo esportatore di gas, il settore energetico norvegese è in forte espansione. L’industria petrolifera e del gas del paese è focalizzata principalmente nell’offshore, in particolare sulla piattaforma continentale norvegese (NCS), dove esercita i diritti sovrani. L’area dell’NCS è circa quattro volte quella della terraferma norvegese, il che si traduce in una quantità incommensurabile di potenziale E&P.

L’NPD ha riportato un tasso di produzione giornaliero medio di 1.599.000 bbl di petrolio, gas e condensa a maggio. Anche se si tratta di numero in calo rispetto ai 1.657.000 bpd registrati nel maggio dello scorso anno, alcuni si chiedono se i recenti progressi in diversi progetti nella regione possano invertire la tendenza. Tra i maggiori traguardi regionali recenti c’è sicuramente il giacimento di gas Aasta Hansteen di Equinor che inizia la produzione a dicembre. A febbraio, Neptune Energy ha presentato invece i piani di sviluppo per i progetti Duva (PL 636) e Gjøa P1 (PL 153), nel settore norvegese del Mare del Nord. Secondo quanto riferito, i campi saranno sviluppati come in tandem, collegandosi alla vicina piattaforma Gjøa. La prima produzione dei progetti è prevista per la fine del 2020 o l’inizio del 2021. Il campo di Duva, precedentemente noto come Cara, contiene risorse recuperabili di circa 88 MMboe. Le risorse recuperabili del progetto Gjøa P1 sono stimate invece in circa 32 milioni di boe. Inoltre verrà estesa oltre il 2050 la vita produttiva del giacimento di Troll, nella parte settentrionale del Mare del Nord, vicino a Bergen. Troll dovrebbe fornire altre 2,2 miliardi di boe attraverso la fase 3. Contenente circa il 40% delle riserve totali di gas sull’NCS, secondo quanto riferito soddisfa il 7% all’8% del consumo giornaliero di gas in Europa.

Equinor ha inoltre annunciato l’intenzione di investire 269 milioni di dollari per aumentare la produzione nel campo di Gullfaks. L’azienda ha dichiarato che, insieme ai suoi partner, perforerà sette nuovi pozzi per assicurarsi il recupero di 17 MMbbl di petrolio. A gennaio, Spirit Energy ha ottenuto l’approvazione per l’avvio della produzione nel campo di Oda, uno sviluppo sottomarino. Le riserve di Oda sono stimate in 32,7 milioni di barili, di cui 31,5 milioni di petrolio. Secondo quanto riferito, il picco della produzione giornaliera dovrebbe raggiungere quasi i 35.000 barili. Come operatore del campo di Tor, nell’area di Ekofisk nel Mare del Nord norvegese (blocchi 2/4 e 2/5), ConocoPhillips ha presentato un piano di riqualificazione a luglio. Il campo, che è stato in produzione dal 1978 al 2015, è stato chiusa, ma secondo quanto riferito, solo il 20% circa delle sue risorse sul posto è stato prodotto.
Secondo ConocoPhillips, il progetto di riqualificazione ha un potenziale di risorse di circa 60-70 MMboe e la prima produzione è prevista per la fine del 2020. Norvegia

Secondo le stime NPD, il Mare di Barents detiene il maggior potenziale di esplorazione. Poiché la regione è ancora in gran parte poco esplorata, si ritiene che oltre la metà del petrolio e del gas non scoperti della Norvegia si trovino nel Mare di Barents. Oltre a Snøhvit, Goliat è l’unico altro campo produttivo nell’area. A gennaio, Vȧr Energi AS ed Equinor hanno riportato risultati positivi nel pozzo di valutazione 7122 / 7-7 S Goliat West, aumentando le stime delle risorse del campo. Johan Castberg, il più grande sviluppo sottomarino del mondo, dovrebbe essere la prossima grande storia di successo della regione. il piano di sviluppo del campo è stata approvata a giugno 2018, con un avvio pianificato alla fine del 2022. La sua base di risorse è costituita da tre scoperte di petrolio – Skrugard (2011), Havis (2012) e Drivis (2014) – con un volume collettivo comprovato tra 400 e 650 MMbbl.

LA SITUAZIONE NEL REGNO UNITO

Analogamente a quanto sta accadendo nel settore offshore norvegese, anche le major petrolifere britanniche stanno facendo un passo indietro nelle attività offshore nel Regno Unito. A luglio, Marathon Oil Corp. ha chiuso la vendita dei suoi asset nel Regno Unito a RockRose Energy, uscendo completamente dal Paese. La società deteneva 21,4 milioni di barili di riserve accertate nel Regno Unito e le attività includevano i campi dell’area Brae e Foinaven.

Allo stesso tempo, Total ha recentemente ceduto diversi asset non core del Regno Unito a Petrogas NEO UK Ltd. Le attività cedute includevano Dumbarton, Balloch, Lochranza, Drumtochty, Flyndre, Affleck, Cawdor, GoldenEagle, Scott e Telford, che si trovano nel Mare del Nord orientale.ConocoPhillips ha annunciato la vendita delle sue attività nel Regno Unito a Chrysaor Holdings Limited. Secondo quanto riferito, le attività vendute comprendono circa 280 MMboe di riserve di petrolio e gas comprovate e probabili, con un’ulteriore significativa base di risorse contingenti. Nonostante la maggiore attività di fusione e acquisizione nella regione, i grandi progetti offshore nel Regno Unito stanno andando avanti. A giugno, Total ha registrato progressi in una sei suoi maggiori asset nel Regno Unito. Il giacimento di Culzean, situato a circa 143 miglia al largo di Aberdeen sul blocco 22 / 25a: con una produzione di plateau di 100.000 navi, Culzean dovrebbe rappresentare circa il 5% del consumo di gas del Regno Unito.

Hurricane Energy ha poi annunciato che è stato realizzato il primo petrolio del campo di Lancaster, il primo sviluppo del serbatoio sotterraneo sulla piattaforma continentale del Regno Unito.

L’attività di E&P nella piattaforma britannica potrebbe riprendersi a seguito del 32esimo UK Offshore Licensing Round, che è stato lanciato dalla Oil and Gas Authority (OGA) all’inizio di luglio. Il giro di licenze offre 768 blocchi o blocchi parziali in tutto il Regno Unito. Sarà aperto per 120 giorni, fino alla data di chiusura della domanda il 12 novembre 2019. L’OGA ha dichiarato che le decisioni sono attese per il secondo trimestre 2020. L’ultimo giro di licenze segue il successo del 31 ° Round di licenze offshore, che ha visto l’assegnazione di 37 aree di licenza su 141 blocchi o blocchi parziali a 30 società all’inizio di giugno.