Murphy Oil (MUR) Résultats du troisième trimestre 2018 – Transcription de l’appel des résultats

Murphy Oil Corp. (NYSE: MUR) Appel des résultats du troisième trimestre 2018, 8 novembre 2018, 11 h 00 HE

Cadres

Kelly L. Whitley – Murphy Oil Corp.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

David R. Looney – Murphy Oil Corp.

Les analystes

Arun Jayaram – JPMorgan Securities LLC

Leo P. Mariani – National Alliance Securities LLC

Muhammed Ghulam – Raymond James & amp; Associates, Inc.

Opérateur

Bonjour, Mesdames et Messieurs, et bienvenue à la téléconférence sur les résultats du troisième trimestre 2018 de la Murphy Oil Corporation. À ce stade, toutes les lignes sont en mode écoute uniquement. Mais après les présentations, nous organiserons une séance de questions-réponses. Cet appel est enregistré le jeudi 8 novembre 2018.

Et je voudrais céder la conférence à Kelly Whitley, vice-présidente des relations avec les investisseurs et des communications. S’il vous plaît aller de l’avant.

Kelly L. Whitley – Murphy Oil Corp.

Bonjour à tous et merci de vous joindre à nous aujourd’hui pour notre conférence téléphonique sur les résultats du troisième trimestre. Roger Jenkins, président et chef de la direction; et David Looney, vice-président exécutif et chef de la direction financière. Veuillez vous reporter aux diapositives d’information que nous avons insérées dans la section Relations avec les investisseurs de notre site Web au fur et à mesure que vous suivez notre diffusion Web aujourd’hui.

Veuillez noter que certains des commentaires formulés au cours de cet appel seront considérés comme des déclarations prospectives au sens de la loi de 1995 sur la réforme du litige dans le secteur des valeurs mobilières (Private Securities Litigation Reform Act). Par conséquent, rien ne garantit que ces événements se produiront ou être atteint. Divers facteurs peuvent entraîner une différence entre les résultats réels. Pour plus de détails sur les facteurs de risque, voir le rapport annuel 2017 de Murphy sur le formulaire 10-K dans les dossiers de la SEC. Murphy n’assume aucune obligation de mettre à jour ou de réviser publiquement les déclarations prospectives.

Je vais maintenant passer l’appel à Roger.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Merci, Kelly. Bonjour tout le monde. J’ai un peu de toux aujourd’hui, alors supporte-moi. Merci d’avoir écouté aujourd’hui. 2018 a été une excellente année sur les plans financier et opérationnel pour Murphy. Nos excellents résultats du troisième trimestre illustrent notre engagement envers un portefeuille diversifié, la production robuste de nos zones onshore et offshore pondérées par le pétrole continuant de générer des marges élevées. Au troisième trimestre, la production a été en moyenne de 169 000 barils équivalent par jour avec 58% de liquide. La production a dépassé la limite supérieure des prévisions de plus de 1 200 barils d’équivalent par jour. Cette performance est due à la surperformance de nos actifs onshore Canada Tupper Montney et offshore du Sarawak, Malaisie.

Au troisième trimestre, nous avons généré 94 millions USD et un bénéfice par action de 0,54 USD. Notre allocation de capital disciplinée nous a permis de restituer 12% de nos flux de trésorerie d’exploitation à nos actionnaires. Nous avons atteint un BAIIA annualisé des capitaux employés de 21% et maintenu la solidité de notre bilan avec des liquidités de 2 milliards de dollars. Au cours du trimestre, nous avons également payé notre propre moyen d’établir notre position de trésorerie. Début octobre, à la suite de l’annonce de notre transaction relutive dans le golfe du Mexique, nous avons reçu une mise à niveau de Fitch Ratings vers BB +. Nous considérons cela comme un pas dans la bonne direction pour revenir à la catégorie investissement.

Tout au long du cycle, nous avons maintenu une capacité unique à exécuter avec succès des projets en eaux profondes en offshore. Nous avons installé le projet d’élévateur à gaz Kikeh au large de la Malaisie ainsi que la pompe sous-marine dalmate dans le golfe du Mexique. Nous avons également foré avec succès le puits de déviation Samurai-2 et, après une analyse préliminaire des journaux de puits et des données de base, nous pensons maintenant que nous avons environ 90 millions de barils de ressource découverte.

Dans nos activités onshore nord-américaines, nous sommes en mesure d’améliorer constamment nos réductions de coûts en réalisant des charges d’exploitation locatives d’un peu plus de 6 USD par équivalent baril vendu. Nous avons simultanément réalisé nos plans de croissance, tout en dépensant dans les limites de notre trésorerie et en faisant croître notre schiste de Kaybob Duvernay de 2,5 fois sur un an.

Diapositive 4. Après la fin du trimestre, nous avons annoncé une transaction extrêmement relutive dans le golfe du Mexique selon laquelle nous fournirions immédiatement des flux de trésorerie disponibles supplémentaires. Cela a été accompli en réalisant une coentreprise avec Petrobras où nous détiendrons à terme 80% des actifs de la société combinée pour une contrepartie de 900 millions de dollars, sous réserve d’ajustements de clôture. Vous trouverez tous les détails de la transaction dans notre communiqué de presse du 10 octobre. La transaction devrait être finalisée d’ici la fin du mois.

Nous continuons d’exécuter avec succès notre stratégie qui consistait à passer de l’exploration offshore au projet Samurai. Nos projets offshore innovants à faible coût en Malaisie et dans le golfe du Mexique sont maintenant installés et commencent à enregistrer des augmentations de production. Notre équipe a réalisé une excellente performance opérationnelle au troisième trimestre. Nous constatons que Kaybob continue de dépasser nos attentes. Au cours du troisième trimestre, notre portefeuille diversifié a dégagé un prix moyen pondéré supérieur à 69 $ le baril de pétrole vendu. Peu importe le prix du pétrole, Murphy reste avantagé pour nos pairs.

Diapositive 6. En 2018, nous avons généré un EBITDA élevé par BOE provenant de trois domaines clés. Ces zones ont bénéficié de prix majorés, essentiels à la génération de marges élevées, et représentent 70% de notre production totale et 70% de notre capital annuel. Le BAIIA de ces actifs a généré des résultats solides, allant de 34 $ à 40 $ le baril.

Diapositive 7. Nous maintenons notre capital d’investissement annuel complet à 1,18 milliard de dollars, avec une production annuelle comprise entre 168 500 et 170 500 barils d’équivalent pétrole par jour. Les dépenses d’exploitation et la production n’incluent pas les ajustements pour la coentreprise récemment annoncée. Nous avons l’intention de fournir ces mises à jour à la clôture. La production du quatrième trimestre devrait se situer entre 167 000 et 169 000 barils par jour. Le quatrième trimestre est affecté par une série d’événements ponctuels temporaires sur bon nombre de nos actifs. Nous avons donc pris en compte ces événements dans nos directives de production.

Dans le golfe du Mexique, la production s’est arrêtée en octobre en raison des effets d’une tempête tropicale active et de la saison des ouragans. En Malaisie, vous avez eu une série de problèmes mécaniques sur le terrain et des installations à terre non exploitées qui ont réduit les niveaux de production. Au large des côtes du Canada, le redressement prévu du champ Hibernia non exploité a été retardé et prolongé jusqu’au quatrième trimestre. Ces problèmes ont été corrigés et les chiffres de production rétablis aux niveaux précédents. De plus, les inondations récentes sur la majeure partie de notre superficie de schistes Eagle Ford ont provoqué des blocages en raison de dommages aux routes dans certaines de nos installations.

Pour le moment, je cède la parole à notre directeur financier, David Looney, pour une mise à jour financière.

David R. Looney – Murphy Oil Corp.

Merci à toi Roger. Je commencerai par la diapositive 8. Les résultats consolidés du troisième trimestre de 2018 incluent un bénéfice net de 96 millions de dollars, soit 0,55 dollar par action diluée, par rapport à une perte de 66 millions d’euros, soit une perte de 0,38 dollar par action diluée pour le même trimestre. il y’a un an. Notre bénéfice ajusté s’établissait à un bénéfice de 61 millions de dollars, ou 0,35 dollar par action diluée, au troisième trimestre de 2018, par rapport à une perte de 6 millions de dollars au trimestre comparable de l’année précédente.

Le revenu ajusté varie de notre revenu net en raison des éléments après impôts suivants. Premièrement, un gain non matérialisé à la valeur de marché sur les contrats dérivés du pétrole brut de 21 millions de dollars. Deux, le produit d’un règlement d’arbitrage de 21 millions de dollars en Equateur. Le règlement d’arbitrage en Équateur concerne une modification des conditions fiscales d’un bloc précédemment détenu par la société.

Troisièmement, un ajustement du revenu net de 9 millions de dollars au titre de la période précédente pour le rapprochement lié à la mise en unités du champ Gumusut-Kakap dans le revenu de l’intérêt de travail de Brunei. Ce règlement, signé en 2017, concerne le rapprochement des comptes entre les parties malaisienne et brunei. Il est important de noter qu’il n’y a pas eu de changement dans le trimestre en ce qui concerne l’intérêt réel de Murphy dans le champ Gumusut-Kakap. Et enfin, une perte de change de 18 millions de dollars.

Au 30 septembre, le total de la dette de Murphy s’élevait à 2,8 milliards de dollars, excluant les contrats de location-acquisition, soit 38% du capital total, tandis que le ratio dette nette / capital total s’élevait à 30%. À la fin du troisième trimestre, nous n’avions aucun emprunt en cours aux termes de notre facilité de crédit renouvelable de 1,1 milliard de dollars et les liquidités et équivalents avoisinaient les 950 millions de dollars à la fin du trimestre.

Dans la diapositive 9, l’une des caractéristiques de Murphy au cours des années a été notre approche disciplinée des dépenses d’investissement dans nos flux de trésorerie. Comme le montre la diapositive 9, nous menons une nouvelle fois notre groupe de pairs dans ce domaine, car Murphy est actuellement l’une des deux seules sociétés de notre groupe de 17 sociétés à avoir généré un cash-flow libre chaque trimestre de cette année. En outre, comme le graphique l’indique, notre rendement en flux de trésorerie disponible calculé en annualisant notre flux de trésorerie disponible de neuf mois et en le divisant par notre capitalisation boursière à 930 millions de dollars, nous a classés au premier rang de ce classement parmi les pairs. Comme vous pouvez le constater, alors que de nombreux autres parlent de flux de trésorerie disponibles, chez Murphy, nous livrons ce que nous demandons.

Ce n’est vraiment rien de nouveau pour Murphy. Nous avons toujours mis l’accent sur une génération de flux de trésorerie disponible disciplinée et une exécution solide. Nous ne développons pas simplement pour la croissance, mais avec l’objectif d’exploiter chacun de nos actifs en tant qu’entité générant des flux de trésorerie disponibles. À l’heure actuelle, parmi nos principaux actifs, seul le Kaybob Duvernay devrait afficher un cash-flow libre négatif pour l’année, ce qui n’est pas inhabituel pour un jeu de schiste précoce comme celui-ci. En utilisant cette approche au niveau de l’actif individuel, nous générons des flux de trésorerie disponibles en tant que société que nous affectons ensuite d’une manière conviviale pour les actionnaires. Cette approche de répartition du capital disciplinée permet une exécution prévisible et cohérente, trimestre après trimestre.

Sur ce, je vais laisser Roger passer en revue les opérations de la société.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Merci David. Commençons par la diapositive 11. En Malaisie, les actifs restaient une entreprise fiable générant des flux de trésorerie disponibles. Notre projet d’élévation de gaz Kikeh DTU est maintenant terminé. Au troisième trimestre, nous avons franchi une étape importante avec plus de 600 levages réalisés par le FPSO de Kikeh depuis le début de la production avec cet actif.

Au Sarawak et à South Acis, nous avons achevé une campagne de forage intercalaire à 3 puits, les puits étant maintenant en ligne. Au Sarawak, nous avons achevé un projet de récupération de gaz de 9 puits qui permettait de maintenir la capacité de production de gaz jusqu’à 300 millions de pieds cubes par jour. Notre projet Block H-Rotan FLNG reste sur la bonne voie et la fabrication est achevée pour les lignes d’écoulement flexibles et la section de colonne montante dynamique.

Au Vietnam, notre équipe de développement LDV continue de faire progresser le plan de développement sur le terrain et les approbations progressives visant à déclarer le caractère commercial d’ici la fin de l’année. Dans le golfe du Mexique, nous avons commencé à installer la pompe sous-marine dalmatienne à la fin du trimestre. L’installation a été achevée au début du quatrième trimestre et produit actuellement une production supplémentaire de 7 000 barils par jour en brut, avec des taux supérieurs à 11 000 barils par jour en brut. Cela représente une augmentation de 250% par rapport à la production du trimestre précédent.

Cette installation de pompe établit également un record. C’est le plus long ombilical utilisé dans les pompes sous-marines, à plus de 22 km. C’est encore un exemple qui distingue Murphy. Une autre première dans l’industrie avec la mise en œuvre d’une technologie que nous pensons pouvoir utiliser à long terme dans le golfe du Mexique, y compris dans nos nouveaux domaines de coentreprise.

Diapositive 12 sur le schiste Eagle Ford. Au cours du trimestre, nous avons mis en ligne neuf puits à Eagle Ford, tous à Catarina. Au quatrième trimestre, nous prévoyons de mettre en ligne 4 puits supplémentaires de la région de Catarina. L’équipe Eagle Ford Shale continue de réduire les coûts de forage tout en maintenant les coûts d’achèvement malgré l’inflation des coûts de service. Nous constatons toujours des améliorations du coût par pied avec 2018 depuis le début de l’année en-deçà de l’année dernière. Nous continuons de réduire les coûts d’achèvement des travaux, car notre exercice à ce jour pour 2018 se rapproche maintenant de ses niveaux à partir de 2015, avec pour toile de fond une inflation des coûts globale et une augmentation du sable par pied entraînée par les performances au cours de cette période. Tout cela provient de travaux d’exécution et d’approvisionnement exceptionnels et continus. Pour les neuf mois terminés le 30 septembre, cet actif a généré des flux de trésorerie disponibles de 140 millions de dollars.

Diapositive 13, le Tupper Montney continue de fournir des performances de puits fiables et des flux de trésorerie disponibles avec des frais d’exploitation inférieurs à 0,60 USD ce trimestre. Pour les neuf mois terminés le 30 septembre, les actifs ont généré des flux de trésorerie disponibles de 12 millions de dollars dans cet environnement de prix du gaz. Nous continuons d’atténuer notre exposition au risque de change au comptant d’AECO et aux ventes d’AECO avec 40% de notre gaz naturel de Tupper Montney exposé au quotidien. Au troisième trimestre, nous avons réalisé 2,25 CAD par MCF pour notre gaz.

Diapositive 14. Nous avons passé un trimestre actif dans le Kaybob Duvernay à mettre 10 puits en ligne. À l’heure actuelle, nous estimons que leur plan d’évaluation est complet, à l’exception de la zone Two Creeks que nous forons et exécutons aujourd’hui. Au cours du quatrième trimestre, nous prévoyons de mettre cinq puits en ligne, ce qui porte notre nombre total de 2018 à 27. Ce plan nous permet d’obtenir un taux de sortie du quatrième trimestre de plus de 11 000 barils équivalent par jour dans ce secteur.

Diapositive 15. Nous continuons à avoir de bonnes performances en matière de puits à Duvernay. La production a augmenté de 36% par rapport au deuxième trimestre, dépassant l’équivalent de 10 000 barils par jour avec 61% de liquides. Nous continuons à forer des puits plus longs, plus rapides et moins chers. Nous avons foré notre plus long puits latéral dans la partie supérieure à 11 400 pieds dans la région de Kaybob Ouest. Les puits les plus rapides et les moins coûteux ont été forés dans la région de Simonette où nous avons foré un puits en 3 jours pour 3 millions de dollars.

Nos charges d’exploitation locatives continuent à baisser. Nous avons atteint un niveau record de 7,29 dollars le baril au cours du trimestre, ce qui est remarquable compte tenu du fait que nous n’opérons que depuis deux ans et que nous délimitons tous les domaines de notre superficie. Murphy n’a exécuté que 36 nouveaux puits depuis son entrée en service, prouvant à nouveau une exécution exceptionnelle.

Sur la diapositive 15, nous présentons certains des résultats des quatre plates-formes de forage que nous avons exécutées cette année, illustrant clairement la création de valeur lorsque nous passons au mode de développement intégral avec des taux IP30 exceptionnels et des volumes de production cumulés.

17, je suis satisfait de nos premiers résultats et de notre nouvelle stratégie d’exploration ciblée. Notre puits Samurai-2, où nous avons pu trouver des sables contigus connectés de manière hydrostatique à des zones de paiement actualisées. Avec la déviation Samurai-2, nous avons maintenu un bloc adjacent dans le Green Canyon 476, où nous avons des accumulations de pétrole prouvées s’étendant sur trois des sables de la paie.

Lors de l’analyse des journaux de puits et des carottes du sidetrack, nous sommes confiants d’augmenter l’estimation des ressources avant forage de 75 millions de barils à 90 millions de barils, tout en visant un taux de rendement de 30% pour un cycle complet. Nous travaillons actuellement sur des plans de développement. Je suis impatient de vous apporter plus d’informations sur la manière dont le succès de Samurai se concrétise cette année.

Forage du gâteau King Cake, diapo 18. Aujourd’hui, dans le golfe du Mexique, nous allons bien utiliser le gâteau King Cake, exploité par Murphy, avec une participation directe de 31,5%. La perspective supportée par l’amplitude teste les mêmes intervalles que la découverte Gunflint à proximité avec les objectifs principaux du Miocène moyen. Le coût net des puits de Murphy devrait avoisiner les 25 millions de dollars. Le potentiel de ressources brutes moyen est de 50 millions de barils équivalent, avec un potentiel de hausse de 100 millions de barils. Avec cette taille moyenne de ressources, nous observons à nouveau un seuil de rentabilité de cycle de 40 dollars par baril ou moins et un TRI réussi de plus de 30%. Nous sommes impatients de vous informer tous sur le gâteau King Cake lors de notre appel du quatrième trimestre de l’année prochaine.

Diapositive 19. Une mise à jour rapide de deux autres puits d’exploration importants, le gisement de Cholula, anciennement connu sous le nom de puits de Palenque, au Mexique a reçu l’approbation du plan d’exploration des autorités de réglementation et nous attendons l’approbation du plan de forage. Nous prévoyons de faire le forage de ce puits maintenant et au début de 2019. Au Vietnam, nous prévoyons également de prospecter le prospect LDT le 15-01 / 05 au premier trimestre de 2019.

En 2018 et 2019, nous prévoyons de forer très tôt nos puits d’exploration au Mexique et au Vietnam, ainsi que deux puits supplémentaires dans le golfe du Mexique. Ces puits d’exploration sont passionnants et permettent une croissance continue des réserves de pétrole en cas de succès.

Le levé sismique en 3D est terminé dans notre groupe offshore brésilien du groupe non exploité, situé dans le bassin de Sergipe-Alagoas. Nous disposerons des données accélérées dans nos bureaux au premier trimestre de 2019. Nous continuons d’ajouter à notre inventaire d’exploration dans le golfe du Mexique avec l’attribution récente du prospect Highgarden dans le bloc 852 de Green Canyon.

En terminant, nous réalisons notre plan pour 2018. Je suis particulièrement fier d’être l’une des rares entreprises à générer un flux de trésorerie disponible et à restituer des liquidités importantes à nos actionnaires. Cela est renforcé par notre nouvelle coentreprise excitante dans le golfe du Mexique, qui génère immédiatement des flux de trésorerie disponibles supplémentaires. Et nous avons la capacité unique de créer un potentiel positif pour nos actionnaires grâce au succès continu de notre stratégie d’exploration. De plus, nos activités se développent bien en Amérique du Nord et dans nos activités offshore internationales.

Enfin, je voudrais, comme d’habitude, remercier tous nos employés dévoués qui travaillent chaque jour avec diligence dans l’application de notre stratégie. J’apprécie votre temps aujourd’hui et je vais ouvrir pour les appels à ce moment.

Séance de questions et réponses

Opérateur

Merci Monsieur.

Un instant, s’il vous plaît, pour votre première question qui sera posée par Arun à JPMorgan. S’il vous plaît aller de l’avant.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Arun, bonjour.

Arun Jayaram – JPMorgan Securities LLC

Bonjour, Roger. J’ai entendu le mot «flux de trésorerie disponible» mentionné à plusieurs reprises dans le commentaire, ce qui est encourageant. Toutefois, après la transaction avec Petrobras dans notre modèle, nous voyons plus de 800 millions de dollars de génération de flux de trésorerie disponibles pour Murphy à une pile de prix récente. La question que nous nous posons est donc la suivante: que pensez-vous de l’utilisation de ce flux de trésorerie disponible, comment les rachats, la réduction de la dette, quel est votre processus de réflexion par rapport au flux de trésorerie disponible en 2019?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Eh bien, nous voulons utiliser une partie de ces flux de trésorerie et investir dans CapEx dans Eagle Ford. Vous pouvez dire dans notre appel aujourd’hui que nous avons encore d’excellents résultats. Mais livrer quatre puits par quart ne suffira pas à faire une pièce aussi riche en pétrole. Son coût d’entrée bas fonctionne bien et fonctionne bien. Nous souhaitons donc investir beaucoup de dépenses d’exploitation dans cette année et augmenter ces dépenses. Je dirais juste pour obtenir les choses de type budget de cette année.

Nous allons le publier fin janvier, ce qui n’est pas si loin d’ici. Nous avons un flux de trésorerie important qui permet aux entreprises de fermer d’ici là. Je suis vraiment heureux de cette fermeture et de ce changement. Et donc, notre budget sera différent de celui de l’année dernière mais d’une manière très positive. Nous allons utiliser un WTI des années 60 et un Brent des années 70.

Nous ne mettons pas l’accent sur la croissance, mais nous allons avoir une croissance de la production. Nous allons avoir un TCAC pétrolier important. Nous aurons probablement une augmentation de 50% des dépenses d’exploitation dans la seule Eagle Ford. Et nous aurons à nouveau des flux de trésorerie disponibles avant notre dividende. Nous ne remettons pas tout ce flux de trésorerie disponible au service de Eagle Eagle Shale, le reste de nos activités étant maintenu et notre exploration probablement un peu moins que cette année.

Et ce sont les choses sur lesquelles nous travaillons. Et donc, ce n’est pas que nous mettons tout ce capital au travail. Notre capex sera plus élevé, la production sera plus élevée, le TCAC du pétrole sera plus élevé, notre production pondérée en fonction du pétrole sera plus élevée et notre rendement en flux de trésorerie disponible sera plus élevé. Le budget devrait donc être très positif lorsque nous le divulguons. Nous aimerions être divulgués, consulter notre conseil d’administration et le faire ensuite. Donc, c’est une façon détournée de répondre à votre question.

Pour le moment, nous maintenons notre dividende et obtenons un rendement supplémentaire des flux de trésorerie disponibles. Nous avons la possibilité de rembourser une partie du tirage de notre revolver au cours des deux prochaines années, comme bon nous semble, étant donné que les prix du pétrole se comportent et qu’ils ont beaucoup d’options à cet égard. Mais nous sommes très fiers de voir à quoi notre budget ressemblera et à quoi nous ressemblons une fois que nous aurons cet actif sous notre contrôle ici très bientôt, Arun.

Arun Jayaram – JPMorgan Securities LLC

D’accord. Deux autres rapides pour moi. En ce qui concerne l’accord Petrobras, je sais qu’il était entré en vigueur le 10/1. Toute estimation de la quantité de trésorerie générée par cet actif entre le 10/1 et la clôture, ainsi que des idées sur la couverture du prix du pétrole simplement pour réduire votre volatilité globale, le flux de trésorerie généré par la transaction avec Petrobras.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

C’est probablement 50 millions de dollars, 60 millions de dollars par mois, Arun, quelque chose du genre. Bien sûr, vous devez vous rendre à la déclaration finale finale. Il s’agit d’une transaction complexe impliquant de nombreux actifs, mais je me sens plutôt bien à propos de ce nombre. Et nous ne sommes pas couverts en 2019. Nous utilisons actuellement un WTI bas des années 60. Je suis toujours à l’aise avec cela parce que je suis à l’aise avec les résultats que j’ai dans mon budget alors que je viens de passer à travers la discussion budgétaire au plus haut niveau de nos piliers pour notre budget. Donc, nous ne couvrons pas cela et nous ne pensons pas que nous ayons besoin de nos liquidités et de notre situation en matière de revolver qui s’améliore. Cela n’exige pas cela dans notre mine et nous espérons que ce prix du pétrole reviendra à une période plus stable après que nous aurions surmonté tout ce qui se passait récemment et qui n’est plus couvert aujourd’hui.

Arun Jayaram – JPMorgan Securities LLC

D’accord. Et pour terminer, votre dernière question est la suivante: vous avez signalé au 4ème trimestre un type d’éléments spécifiques au trimestre, la météo, etc. Y a-t-il des répercussions sur certains des éléments du quatrième trimestre que vous avez mis en évidence dans le communiqué de presse pour 2019?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Non, je ne prévois pas ça du tout.

Arun Jayaram – JPMorgan Securities LLC

D’accord. Merci beaucoup, Roger.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Non, merci.

Opérateur

Je vous remercie. La prochaine question sera posée par Leo chez NatAlliance Securities. S’il vous plaît aller de l’avant.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Bonjour Leo. Bonjour.

Leo P. Mariani – National Alliance Securities LLC

Salut les gars. Hey. Bonjour ici. Quelques questions pour vous les gars ici. Sur Kikeh, vous avez de toute évidence ce projet d’essence à essence. J’essaie juste de savoir si vous envisagez une augmentation de la production chez Kikeh ou si cela représente davantage un maintien de la production? Et s’il ya un soulèvement, pouvez-vous tenter de le quantifier?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Il y a un soulèvement de celui-ci, probablement de l’ordre de 2 000. C’est l’une des sources de problèmes mécaniques auxquels nous avons été confrontés. Si vous relancez nos appels précédents, nous menions des travaux – un travail interne, des puits sous-marins et des flux qui s’y introduisaient. Nous avons commencé à réduire et à réduire les pression du système sur un compresseur, sur la plate-forme, le principal FPSO (23h15) essayant de faire fonctionner notre DTU. N’ayez pas vraiment le vent en poupe aujourd’hui car certains problèmes d’injection d’eau et certains problèmes liés à la centrale de gaz où nous vendons du gaz nous touchent. Donc, ce n’est pas le bon moment pour lancer le jeu, mais cela se passe très bien et nous allons ajouter, je crois, jusqu’à cinq autres cordes pour tubes d’ici la fin de l’année. Je prévois en quelque sorte une augmentation de 2000. Mais dans l’ensemble, c’est un contrat de type maintenance dans un domaine produit maintenant depuis 11 ans.

Leo P. Mariani – National Alliance Securities LLC

D’accord. C’est utile. Je suppose que la même question concerne le dalmatien. De toute évidence, vous avez parlé de 7 000 bep par jour de production supplémentaire. Est-ce que vous voyez cela comme une sorte de production supplémentaire à court terme qui pourrait commencer à baisser à un niveau inférieur à 7 000 BOE ou pensez-vous que cela pourrait être maintenu pendant certaines périodes? Que pouvez-vous nous dire à ce sujet?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Je pense que ça va être maintenu pendant un moment. C’est une situation mécanique. Il n’y aura pas d’évacuation du pétrole du réservoir au fur et à mesure que nous traversons. Nous examinons le budget aujourd’hui et notre budget provisoire pour forer un autre puits car il fonctionne si bien. Il s’agit en fait d’une réduction de la pression exercée sur le long système de pipeline, qui permet aux puits d’évacuer le pétrole à une pression inférieure. Cela fonctionne incroyablement bien. C’est leader de l’industrie. C’est un projet exceptionnel exécuté ici dans notre bureau de Houston. Et donc, je ne vois pas de déclin majeur en sortir, car il s’agit d’une remontée mécanique, qui prévaut depuis 2019.

Leo P. Mariani – National Alliance Securities LLC

D’accord. C’est utile. Et je suppose que vous venez d’évoquer le forage d’un autre puits. Je pense que dans vos commentaires préparés, vous avez parlé de deux puits dans le golfe du Mexique en 2019. S’agit-il de l’un des puits (24:57)?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Ce serait en plus de cela. Ce serait un puits d’un réservoir que nous avons dans ce domaine. Ce n’est pas une exploration bien.

Leo P. Mariani – National Alliance Securities LLC

D’accord. Donc, il y aurait deux puits d’exploration potentiellement dans le budget du Golfe pour l’année prochaine.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

En plus de la finition du Mexique et du Vietnam bien. Correct.

Leo P. Mariani – National Alliance Securities LLC

D’accord. Et puis à Samurai, y a-t-il des idées initiales sur le programme de développement? Je sais que vous venez de terminer une évaluation de la taille, mais avez-vous une première idée de l’endroit où cela pourrait aller?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Nous sommes très heureux du résultat, très heureux qu’il s’agisse d’une très bonne ressource à utiliser dans le système de tirage au sort. Nous devons travailler avec notre partenaire là-bas. Nous venons tout juste de développer notre pré-AFE pour étudier divers plans de développement, en envisageant probablement un type de développement à trois ou quatre puits avec probablement six ou sept achèvements différents dans les divers réservoirs que nous avons découverts.

Au début d’octobre, nous avons présenté une série de diapositives illustrant le fonctionnement d’un tel développement, probablement 18 mois après le forage d’un puits l’année prochaine. Nous n’aurons peut-être pas à forer le puits. Nous sommes en train de décider cela maintenant. Nous pourrions simplement forer un développement plus tard. Donc, si on envisage de forer le puits fin 2019, dans deux ans à compter de ce moment-là, de 18 mois à 2 ans plus tard, cette production atteindra probablement un niveau de production brute de 30 000 dans deux ans brut. Nous sommes 50-50 et déclinons à partir de là, et c’est un très bel atout avec une économie remarquable qui peut rivaliser avec toutes les capitales du monde.

Leo P. Mariani – National Alliance Securities LLC

D’accord. Merci pour la couleur.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Merci, apprécie, Leo.

Opérateur

Je vous remercie. Et la prochaine question viendra de Muhammed de Raymond James. S’il vous plaît aller de l’avant.

Muhammed Ghulam – Raymond James & amp; Associates, Inc.

Hey. Merci d’avoir pris la question. Donc, si je lis bien, la production d’Eagle Ford diminuera considérablement au prochain trimestre. Quel est exactement le pilote derrière cela?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Eh bien, nous avons eu un début de parcours difficile et nous avons poursuivi cette semaine. Nous avons supprimé des centaines de mètres de tronçons de route menant à certaines de nos nouvelles plateformes dans les régions de Catarina et Karnes. Avec de l’eau, nous avons dû faire venir de vrais bateaux pour faire le service et faire tourner les puits. Nous avons peur de laisser les puits où nous ne pouvons pas nous en occuper car la route est détruite. Donc, ça fait mal à cela. Pas tellement sur les finitions et les forages. Nous nous trouvons dans une zone plus sèche où nous le faisons, et le nombre de puits est très limité. Et lorsque vous livrez neuf puits en un quart et quatre à venir dans un jeu de schiste, il n’en faut pas beaucoup pour que la production diminue.

Donc, encore une fois, notre objectif est d’obtenir nos activités relutives dans le Golfe et de commander des avantages fiscaux, de tirer parti de ce flux de trésorerie disponible et d’augmenter notre gain en capital pour obtenir une activité plus cohérente des activités Eagle Ford ne prenant pas en charge les clients. type de retraits est principalement la question.

Muhammed Ghulam – Raymond James & amp; Associates, Inc.

D’accord. Et au Mexique, avec la perspective de l’année prochaine, y at-il un risque pour le calendrier étant donné la nouvelle administration qui entrera en fonction en décembre?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

C’était quoi ça? Dans quelle zone? Mexique?

Muhammed Ghulam – Raymond James & amp; Associates, Inc.

Ouais. (28:11).

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Non, nous progressons bien. Nous avons approuvé l’un des jalons du programme d’exploration. Certains pairs à proximité qui obtiennent une approbation avec la leur sont légèrement en avance sur nous, et ils ont été capables de le faire. Nous communiquons avec eux. Nos relations avec le gouvernement et la qualité du permis que nous avons rendu nous ont aidés. Nous avons une équipe exceptionnelle qui a l’habitude de travailler sur la scène internationale chez Murphy. Et la qualité de notre travail et notre capacité à entrer, et notre relation avec eux et nous avons l’impression que nous allons obtenir le permis en décembre et forer notre puits.

Muhammed Ghulam – Raymond James & amp; Associates, Inc.

D’accord. Pouvez-vous nous rappeler le coût estimé avant forage pour ce puits et celui du Vietnam également? Avez-vous les gars devant vous?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Il devrait être ici. Juste une seconde. C’est sur la diapositive que nous utilisons ce matin. Je lisais à ce sujet et – le voici. Et c’est parti. Le puits dans le golfe du Mexique coûtera 25 millions de dollars à Murphy, le puits au Mexique, 15 millions et le puits au Vietnam, environ 20 millions. Et quoi d’autre est votre question à ce sujet, Muhammed?

Muhammed Ghulam – Raymond James & amp; Associates, Inc.

Estimations préalables au forage, s’il en existe?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Le puits King Cake a une moyenne brute de 50 millions de barils. Nous sommes 31%. Le puits de Mexico a 200 millions de barils. Nous sommes 30%. Le puits vietnamien contient 35 millions de barils, nous sommes à 40%, mais ce n’est pas le cas – et tous ont des gains énormes allant de 100 millions de barils à 250 millions de barils d’améliorations. Ce sont de très grandes opportunités pour nous et notre entreprise.

Muhammed Ghulam – Raymond James & amp; Associates, Inc.

D’accord. Je vous remercie. C’est tout de moi.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Je vous remercie. À bientôt

Opérateur

Je vous remercie. La prochaine question sera posée par Luke (29:56) à Energy Intelligence. S’il vous plaît aller de l’avant.

Président inconnu

Salut. Merci d’avoir pris mon appel. Je me demandais simplement si parmi les puits d’exploration que vous envisagez l’année prochaine, si cela implique une nouvelle évaluation à Hoffe Park? Je sais que vous venez d’acquérir la pleine maîtrise de Chevron. Je me demande simplement quels sont vos projets pour cette découverte?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Oui. Notre projet de budget actuel inclut un puits à forer à Hoffe Park et nous en sommes très heureux.

Président inconnu

Et vous avez une estimation des ressources pour cela?

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Ce sera probablement environ 100 millions de barils potentiels à l’heure actuelle.

Président inconnu

D’accord. Merci.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Signifier.

Opérateur

Avez-vous d’autres questions, monsieur?

Président inconnu

C’est tout pour moi.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Je vous remercie.

Opérateur

Il n’y a pas d’autres questions téléphoniques pour le moment. Je voudrais redonner la parole à Roger Jenkins pour les dernières remarques.

Roger W. Jenkins – Murphy Oil Corp.

Appréciez les personnes qui appellent aujourd’hui et, si vous avez d’autres questions, contactez notre équipe IR, nous les organiserons pour vous et nous l’apprécierons et nous vous parlerons bientôt. Je vous remercie.

Opérateur

Merci Monsieur. Mesdames et Messieurs, ceci met fin à votre conférence téléphonique d’aujourd’hui. Encore une fois, merci d’être venu. Nous vous demandons maintenant de déconnecter vos lignes.