Low oil prices have tightened the screws on some of the most depleted and costly oilfields in Britain’s North Sea, forcing operators to cease production earlier than planned and adding to fears of a domino effect in mature areas.
For years North Sea producers have delayed expensive decommissioning projects, supported by high oil prices that have helped paper over soaring operating costs.
But with oil prices halving over the last 12 months, some companies are faced with the unenviable choice of operating at a loss during a field’s twilight years, or limiting losses by bringing decommissioning forwards. Unsurprisingly, the industry is looking at the second option very closely.
“It’s a sign that many of the meetings I’m going to, the first issue on the agenda is decommissioning,” Gunnar Olsen, business development director at Total E&P UK, said.
The most recent casualty is Fairfield’s Dunlin cluster in the Northern North Sea, which shut down in June. Fairfield’s chief executive David Peattie cited the depressed oil price and challenging operational conditions as contributing factors.
As more platforms and fields cease to operate, terminal and pipeline costs for neighbouring fields in the same chain are expected to rise. This is of particular concern in mature areas such as the Northern North Sea, where interdependence is high.
“Dunlin will shut five years before plan, which will mean all the other fields going into Sullom Voe (oil terminal) will have increased operating costs,” said Olsen, speaking at a Society of Petroleum Engineers (SPE) conference in June.
“The domino effect is now a significant challenge. If some of these fields are shut in, it will affect the whole basin.”
Fairfield said the Dunlin Alpha platform would continue to export oil from third parties into the Brent system pipeline until decommissioning gets underway. But the ticking clock puts pressure on its neighbour EnQuest to find a work-around, as it’s Thistle and Don fields currently export oil via Dunlin.
Although decommissioning is still in its infancy, major removal projects such as Shell’s Brent complex are underway. More announcements are expected the longer mature fields operate significantly below break-even.
Closer to abandoning
“A low oil price will force you to decommission earlier,” said Ian McLelland, global head of oil and gas at Edison, an investment research firm. “The cashflow from an asset is very different in a $60 (a barrel) world compared with a $100 world. It means some will be much closer to abandoning a field than was previously thought.”
Sir Ian Wood’s strategic review of the UK North Sea, published in February 2014, warned that up to 2 billion barrels of oil equivalent, worth $120bn at current prices, were at risk from early decommissioning of existing infrastructure.
Trade body Oil & Gas UK has since estimated that decommissioning expenditure could surpass 2 billion pounds in 2018, up from 1 billion pounds in 2014. It added that the full impact of the low oil price had yet to be felt, and the numbers could rise “significantly” over the remainder of the decade.
“The maturity of the UK North Sea has really started to show and with the fall in the oil price, companies are placing a lot more scrutiny on projects and fields and taking a view on whether they can continue to produce economically,” said Fiona Legate, a research analyst at Wood Mackenzie. “We expect to see more announcements like Fairfield’s.”
She noted the FPSO contract for the Athena field had been renegotiated this year, so producer Ithaca Energy only has to give 60 days’ notice to terminate the lease, allowing it to cease production earlier if necessary.
The problem isn’t confined to the Northern North Sea – the Southern gas basin is also challenged by falling production and high costs.
Andy Bevington, director of UK operated assets at Centrica , also speaking at the SPE conference, said the A-fields, Audrey, Annabel, Ann and Alison, were all in negative cashflow, with revenue of about 5 million pounds and operating expenditure of about 31 million pounds per annum in total.
The gas from these fields is currently exported via the Conoco-operated LOGGS pipeline system, but this is proving costly for Centrica.
“The A-fields are tied into an historic processing and operating services agreement with Conoco and in terms of the domino effect, that’s just a cost share for all the operators, so as they fall away your costs go up and up,” he said.
WoodMac’s Legate said another problem for the gas producers in this basin was the risk that LOGGS would not continue to operate for as long as everyone needed it to.
The cost of operating pipeline systems in the UK has shot up in recent years, partly because ageing infrastructure requires more maintenance, but also due to legislative changes.
“That has been quite costly and pipeline operators have passed that cost on to the users. For smaller producers, who have to pay this cost on top of their tariff to use the system, it has been damaging to their economics. So we are likely to see some fields cease production earlier than expected,” she said.
FRENCH VERSION
Pour les années les producteurs de la mer du Nordont retardé des projets de déclassement onéreux,soutenus par les prix élevés du pétrole qui ontcontribué à papier sur soaring fonctionnementcoûte.
Mais avec de l’huile prix diminuer de moitié au coursdes 12 derniers mois, certaines entreprises sontconfrontés à des choix peu enviable de fonctionnantà perte pendant un champ crépuscule ou limitationdes pertes en apportant déclassement vers l’avant.Sans surprise, l’industrie s’intéresse très étroitementà la deuxième option.
“C’est un signe que les nombreuses réunions I’mGonna, la première question à l’ordre du jour estmise hors service, « Gunnar Olsen, businessdevelopment director chez Total E & P UK, a déclaré.
La dernière victime est cluster de Bécasseau variablede Fairfield dans la mer du Nord du Nord, qui afermé en juin. Chef de la direction de Fairfield DavidPeattie cité le prix du pétrole déprimés et défiopérationnel conditions comme facteurs.
Plus de plates-formes et de champs cesseront defonctionner, coûts terminal et de pipeline pour leschamps voisins de la même chaîne devraients’élever. Ceci est particulièrement préoccupante dansles secteurs matures comme la mer du Nord du Nord, où l’interdépendance est élevé.
« Le Bécasseau variable fermera cinq ans avant lerégime, ce qui signifie tous les autres champs entrerdans Sullom Voe (terminal pétrolier) aura augmentédes coûts d’exploitation, » a déclaré Olsen, prenant la parole lors d’une conférence de la Society ofPetroleum Engineers (SPE) en juin.
« L’effet domino est désormais un enjeu important.Si certains de ces champs sont fermés, il affecteral’ensemble du bassin. »
Fairfield dit que la plate-forme Alpha Bécasseau variable continuera à exporter du pétrole provenantde tierces parties dans le pipeline de système deBrent jusqu’à ce que la mise hors service est en cours. Mais l’horloge TIC-TAC met la pression surson voisin EnQuest pour trouver une solution decontournement, car il est chardon et Don champsactuellement exporter du pétrole via le Bécasseau variable.
Bien que le démantèlement est encore à sesbalbutiements, projets de retrait majeurs tels queShell Brent complex sont en cours. Autres annoncessont attendues que les domaines plus maturesfonctionnent nettement sous le seuil de rentabilité.
Plus proche de l’abandon
« Un prix de bas niveau d’huile vous forcera àdéclasser plus tôt, » a déclaré Ian McLelland,responsable mondial du pétrole et du gaz à Edison,une entreprise de recherche d’investissement. “Leflux de trésorerie d’un actif est très différent dans unmonde de 60 $ (un tonneau) par rapport à unmonde de 100 $. Cela signifie que certains serontbeaucoup plus proche de l’abandon d’un champqu’on ne le croyait. »
Examen stratégique de Sir Ian Wood de la mer du Nord britannique, publié en février 2014, a averti quevers le haut à 2 milliards de barils équivalent pétrole,d’une valeur de $120bn aux prix actuels, étaientmenacées depuis le début de démantèlement del’infrastructure existante.
Organe d’huile & gaz UK a depuis estimé quedépenses de démantèlement pourrait dépasser 2milliards de livres en 2018, place de 1 milliard delivres en 2014. Elle a ajouté que l’impact du prix dupétrole bas avait encore à se faire sentir, et leschiffres pourraient augmenter « significativement »sur le reste de la décennie.
“La maturité de la mer du Nord britannique n’acommencé à montrer et avec la baisse du prix dupétrole, entreprises exercent un contrôle beaucoupplus sur des projets et de champs et de prendreposition sur la question de savoir si elles peuventcontinuer à produire sur le plan économique, adéclaré Fiona Legate, un analyste chez WoodMackenzie. « Nous nous attendons à voir plusd’annonces comme de Fairfield. »
Elle a noté que le contrat FPSO pour le champAthena avait été renégocié cette année, alorsproducteur Ithaca énergétique n’a qu’à donner unpréavis de 60 jours pour mettre fin au bail, ce qui luipermet de cesser leur production plus tôt sinécessaire.
Le problème n’est pas confiné à la mer du Nord du Nord – le bassin sud du gaz est également contestépar la baisse de la production et des coûts élevés.
Andy Bevington, directeur du UK assuré actifs àCentrica, s’exprimant également à la Conférence SPE,a dit l’A-champs, Audrey, Annabel, Ann et Alison,étaient tous dans des flux de trésorerie négatif, avecdes recettes d’environ 5 millions de livres et lesdépenses de fonctionnement d’environ 31 millionsde livres par an au total.
Le gaz de ces champs est actuellement exporté via lesystème de pipeline LOGGS Conoco-exploité, maiscela s’avère coûteuse pour Centrica.
« Les champs de A sont liés à une transformationhistorique et l’entente de services avec Conoco et en ce qui concerne l’effet domino, c’est juste un partagedes coûts pour tous les opérateurs, afin qu’ilstombent vos coûts d’aller vers le haut et vers le haut, » dit-il.
Légat du WoodMac dit qu’un autre problème pourles producteurs de gaz dans ce bassin est le risqueque les LOGGS ne continuerait pas à exploiter pouraussi longtemps que tout le monde avait besoin delui.
Les coûts d’exploitation des systèmes de conduitesau Royaume-Uni a grimpé ces dernières années, en partie parce que l’infrastructure vieillissantenécessite plus d’entretien, mais aussi en raison demodifications législatives.
“Cela a été très coûteux et exploitants de pipelinesont passé ce coût sur les utilisateurs. Pour les petitsproducteurs, qui doivent payer ce coût sur le dessusde leur tarif d’utiliser le système, elle a été atteinte àleur économie. Donc nous sommes susceptibles devoir certains champs de cessent la production plus tôt que prévu,”dit-elle.
