Transcripción de la llamada de resultados del segundo trimestre de 2023 de Murphy Oil Corporation (NYSE:MUR)

Murphy Oil Corporation (NYSE:MUR) Transcripción de la llamada de resultados del segundo trimestre de 2023 3 de agosto de 2023 Murphy Oil Corporation supera las expectativas de resultados. El BPA informado es de 0,79 dólares, las expectativas eran de 0,75 dólares.Operador: Hola y buenos días, damas y caballeros, y bienvenidos a la conferencia telefónica y transmisión web sobre resultados del segundo trimestre de 2023 de Murphy Oil Corporation. Después de la presentación, realizaremos una sesión de preguntas y respuestas. [Instrucciones del operador]. Ahora me gustaría ceder la palabra a Kelly Whitley, vicepresidenta de relaciones con inversores y comunicaciones. Kelly, por favor adelante.Kelly Whitley: Gracias operador. Buenos días a todos y gracias por acompañarnos hoy en nuestra llamada telefónica sobre resultados del segundo trimestre. Nos acompaña Roger Jenkins, presidente y director ejecutivo; junto con Tom Mireles, vicepresidente ejecutivo y director financiero; y Eric Hambly, vicepresidente ejecutivo de operaciones. Consulte las diapositivas informativas que colocamos en la sección Relaciones con inversores de nuestro sitio web mientras sigue nuestro webcast de hoy. A lo largo de la convocatoria de hoy, las cifras de producción, las reservas y los montos financieros se ajustan para excluir la participación no controladora en el Golfo de México. Diapositiva 2. Tenga en cuenta que algunos de los comentarios realizados durante esta llamada se considerarán declaraciones prospectivas según se define en la Ley de Reforma de Litigios sobre Valores Privados de 1995.

Como tal, no se pueden dar garantías de que estos eventos ocurrirán o de que se alcanzarán las proyecciones. Existe una variedad de factores que pueden causar que los resultados reales difieran. Para obtener más información sobre los factores de riesgo, consulte el informe anual de Murphy de 2022 en el formulario 10-K archivado en la SEC. Murphy no asume ninguna obligación de actualizar o revisar públicamente ninguna declaración prospectiva. Ahora le pasaré la palabra a Roger Jenkins. ¿Roger?Roger Jenkins: Gracias, Kelly. Buenos días a todos y gracias por escuchar nuestra llamada de hoy. Si pasamos a la diapositiva 3, Murphy continúa ofreciendo una sólida propuesta de valor. Nuestra excelencia continua en la ejecución garantiza que sigamos siendo una empresa sostenible a largo plazo. Operamos de manera segura con un enfoque en la mejora continua de nuestra intensidad de emisiones de carbono. Nuestra ventaja competitiva costa afuera se ve reforzada con el reciente éxito de nuestro importante proyecto en los campos Khaleesi/Mormont Samurai en el Golfo de México. Murphy también tiene una cartera de exploración diversa y recientemente se amplió con la entrada de nuestro nuevo país en Costa de Marfil. Seguimos generando un fuerte flujo de caja y hemos podido duplicar con creces nuestro dividendo de larga data a partir de 2021, así como reducir significativamente la deuda en los últimos 24 meses. Pasemos a la diapositiva 4. Nuestras prioridades declaradas de desapalancamiento, ejecución, exploración y retorno siguen siendo nuestro enfoque a medida que avanzamos hasta 2023. Estamos en excelente forma para avanzar en Murphy 2.0 o nuestro marco de asignación de capital con un objetivo de reducción de deuda de $500 millones en la segunda mitad del año, así como recompras de acciones. El objetivo de Murphy 2.0 se mejorará mediante el uso de los ingresos de nuestra desinversión de activos no esenciales en Canadá. Continuamos ejecutando nuestras prioridades operativamente ya que la producción excede el extremo superior del rango de producción debido al sólido desempeño de los pozos en el segundo trimestre o el segundo trimestre consecutivo, además de nuestra tasa de producción de petróleo más alta en dos años. El equipo puso en funcionamiento un total de 27 pozos terrestres operados en Eagle Ford Shale y Tupper Montney en el segundo trimestre en o antes de lo planeado y también completó el mantenimiento de las instalaciones del Golfo de México antes de lo previsto. Además, me complace haber recibido la aprobación del gobierno para el plan de desarrollo del campo cerrado en Vietnam este trimestre. En cuanto a nuestra estrategia de exploración en el segundo trimestre, iniciamos la entrada de un nuevo país a Costa de Marfil. También estamos avanzando con los planes para reanudar la perforación en el pozo de exploración Oso operado por Murphy en el Golfo de México a fines del tercer trimestre con un desempeño operativo consistente y un CapEx decreciente para el resto del año; el flujo de efectivo libre generado respaldará nuestra estrategia para devolver fondos a los accionistas a través de nuestro marco de asignación de capital. En la diapositiva 5, un buen trimestre para nosotros. En el segundo trimestre, tuvimos 184,000 barriles equivalentes por día y excedimos la guía en más de 6,000 barriles equivalentes debido a un desempeño del pozo mejor de lo esperado, más 1,400 barriles equivalentes por día debido a tasas de regalías Tupper Montney más bajas. La producción de petróleo de 99.000 barriles equivalentes hoy, que estuvo unos 5.000 barriles por día por encima de la orientación, creció un 10% durante el segundo trimestre de 2022, lo que refleja los ritmos de producción y nuestros activos Eagle Ford Shale y Golfo de México ponderados por petróleo. Obtuvimos $ 73,54 por barril para nuestro petróleo, mientras que nuestro precio realizado de NGL fue de $ 19 por barril y el gas natural para Murphy fue de $ 1,92 por 1000 pies cúbicos para el trimestre. Ahora voy a pasar la llamada a nuestro director financiero, Tom Mireles, para obtener una actualización sobre nuestros esfuerzos financieros y de sostenibilidad.Tom Mireles: Gracias, Roger, y buenos días a todos. Diapositiva seis. Los ingresos netos en el segundo trimestre ascendieron a 98 millones de dólares o 0,62 dólares por acción diluida. Incluyendo los ajustes después de impuestos, los ingresos netos ajustados fueron de 124 millones de dólares o 0,79 dólares por acción diluida. Estos montos se vieron afectados por $116 millones de dólares de gastos de exploración durante el trimestre, incluida la participación no controladora. Esto se componía principalmente de 54 millones de dólares netos para Murphy en costos de carga seca para el pozo de exploración número 7 de Chinook, así como una cancelación de 17 millones de dólares del pozo de exploración Cholula previamente suspendido y 10 millones de dólares en costos sísmicos para el nuevo pozo de Costa de Marfil. daño al país. El sólido desempeño operativo de Murphy generó efectivo proveniente de las operaciones, incluida una participación no controladora de 470 millones de dólares. Después de contabilizar las adiciones y adquisiciones netas de propiedades, teníamos un flujo de caja ajustado de 121 millones de dólares. Este monto refleja $28 millones en pagos totales de contraprestaciones contingentes realizados durante el segundo trimestre, $25 millones de los cuales estaban relacionados con el primer aniversario del primer petróleo en King's Key. Todas nuestras obligaciones ahora se han cumplido en relación con las dos adquisiciones del Golfo de México en 2018 y 2019. Diapositiva siete. Me complace decir que acaba de publicarse nuestro quinto informe anual de sostenibilidad, que incluye divulgaciones mejoradas sobre nuestras acciones para reducir la intensidad de las emisiones, mejorar el reciclaje del agua, una supervisión sólida y continua de la gobernanza y un enfoque continuo para impactar positivamente a las comunidades que nos rodean. Es de destacar que en 2022 registramos nuestras intensidades de emisiones más bajas de gases de efecto invernadero, metano y quema desde 2013. También logramos nuestro índice de reciclaje de agua más alto en la historia de la compañía en todos nuestros activos en tierra. Por último, hemos recibido una serie de premios y reconocimientos por nuestro dedicado servicio a las comunidades mientras nos esforzamos continuamente por mejorarlo. Dicho esto, le pasaré la palabra a Eric Hambly, nuestro vicepresidente ejecutivo de operaciones, para que analice nuestra actualización operativa.Eric Hambly: Gracias, Tom, y buenos días a todos. Diapositiva nueve. En Eagle Ford Shale, Murphy produjo 35.000 barriles de petróleo equivalente por día en el segundo trimestre con un 89% de ponderación de líquidos. Se pusieron en funcionamiento un total de 17 pozos operados según lo planeado en Catarina y Tilden, y hemos visto que superaron las expectativas debido a nuestro diseño de terminación optimizado. De las dos plataformas Tilden que comenzaron a producir en el trimestre, cuatro pozos están superando su pronóstico previo a la perforación en un 100%, y los otros cuatro pozos producen en línea con el pronóstico. En general, estos ocho pozos Tilden tienen un IP30 promedio de 1.200 barriles de petróleo equivalente por día con un 85% de petróleo. Para el tercer trimestre, planeamos poner en línea siete pozos operados en Catarina y Tilden y dos pozos no operados en Tilden. Diapositiva 10. Murphy produjo 341 millones de pies cúbicos por día en Tupper Montney y puso en funcionamiento 10 pozos durante el segundo trimestre. De esa cantidad, siete estaban originalmente planeadas para el tercer trimestre, pero se pusieron en línea temprano. Aplicamos nuestros aprendizajes de nuestro diseño de terminaciones Eagle Ford Shale en Tupper Montney este trimestre en los siete pozos más recientes y, a través de actividades como la optimización de fractura en tiempo real, hemos visto resultados increíbles. Estos pozos están logrando algunas de las tasas IP30 más altas en la historia de Murphy, con los siete pozos con un promedio de aproximadamente 17 millones de pies cúbicos por día. Aún más alentador es el hecho de que dos pozos han alcanzado un nuevo récord Murphy IP30 de más de 21 millones de pies cúbicos por día. Esperamos aplicar estos aprendizajes en el pozo restante en 2023 y mientras planificamos nuestro programa de perforación de 2024. Diapositiva 11. Nos complace anunciar hoy que hemos firmado un acuerdo de compra y venta para vender una parte no esencial de nuestros activos canadienses en tierra firme a una empresa privada. Según los términos del acuerdo, el comprador pagará a Murphy CAD 150 millones al cierre de una transacción totalmente en efectivo, sujeta a los ajustes y condiciones de cierre habituales. La transacción tiene una fecha de vigencia del 1 de marzo de 2023 y anticipamos que el cierre se producirá en el tercer trimestre de 2023. Los activos que se venderán incluyen las áreas Saxon y Simonette de Kaybob Duvernay, donde Murphy tiene una participación laboral del 70% como operador. así como la participación laboral del 30% de Murphy en los activos de Placid Montney operados por Athabasca Oil Corporation. También se incluyen los ductos de baterías y la asunción de contratos de procesamiento y comercialización relacionados. Los activos combinados producen actualmente 1.700 barriles de petróleo equivalente por día, según NedlMurphy, y se componen de un 39% de petróleo. Las reservas probadas netas fueron de 5,3 millones de barriles de petróleo equivalente al 31 de diciembre de 2022, y también incluyeron nuestras 250 ubicaciones de perforación brutas o 138 ubicaciones netas en las dos áreas. Después del cierre, Murphy tendrá aproximadamente 488 ubicaciones de perforación brutas con una ponderación promedio de petróleo del 75% restante en Kaybob Duvernay, todas las cuales son operadas con una participación de trabajo del 70%. No nos quedará ninguna posición en Placid Montney. Diapositiva 13. Seguimos viendo un desempeño sobresaliente en nuestros pozos marinos, particularmente en Khaleesi, Mormont y Samurai. Combinados, nuestros activos costa afuera produjeron 86,000 barriles de petróleo equivalente por día en el segundo trimestre con una ponderación de petróleo del 80% y una producción un 3% por encima de la guía. En cuanto a nuestros proyectos de vinculación en el tercer trimestre, nos concentraremos en completar el pozo número uno Dalmatian operado por Murphy antes de pasar a perforar el desarrollo número tres de Marmalard a finales del trimestre. Además, nuestros socios operativos continúan avanzando hacia los proyectos St. Malo Waterflood y Terra Nova. Diapositiva 14. Murphy recibió recientemente la aprobación final de nuestro plan de desarrollo de campo para el campo Lac Da Fang en el Bloque 15, 105 en Vietnam. Este es un campo descubierto con múltiples penetraciones en pruebas de pozos, y estimamos entre 80 y 100 millones de barriles de recursos brutos equivalentes de petróleo. Murphy continuará avanzando en el plan de desarrollo del campo antes de la aprobación final del proyecto a finales de este año. También esperamos realizar exploraciones futuras adicionales dentro de este bloque, ya que existen múltiples prospectos que consideramos atractivos. Y con eso, se lo devolveré a Roger.Roger Jenkins: Gracias, Eric. En la diapositiva 16, recientemente ampliamos nuestro enfoque de exploración al firmar contratos de producción compartida para asegurar una participación laboral como operador en cinco bloques de exploración para la entrada de un nuevo país a Costa de Marfil. Inicialmente tendremos entre un 85% y un 90% de participación en explotación y PETROCI mantendrá la participación en explotación restante en cada bloque. Es importante señalar que no tenemos compromisos de pozos en la fase inicial de exploración de dos años, lo que nos da tiempo para realizar estudios geofísicos adecuados sobre los bloques. Costa de Marfil está adyacente a Ghana, que tiene un gran y exitoso campo Jubilee, así como un desarrollo considerable. En comparación, en el lado este de Costa de Marfil hay un descubrimiento llamado Baleine, operado por Eni y considerado el descubrimiento más grande. en el país así como uno de los mayores descubrimientos en la industria de los últimos años. Cambiando hacia el oeste a nuestra superficie en CI-102 como oportunidades de tipo histórico de aguas poco profundas y justo al sur en el Bloque CI-531, tenemos una estructura similar al campo Baleine operado por Eni, que es un descubrimiento de carbonato, que es un Otro tipo de oportunidad para Murphy. En CI-103, tenemos un descubrimiento no desarrollado a largo plazo llamado Paon, que está evaluado con múltiples pozos por el operador anterior, así como el acuerdo en el bloque, nos hemos comprometido a presentar un plan de desarrollo de campo viable para fines de 2025. Por último, en CI-709, que es un gran bloque con múltiples características geológicas similares a Jubilee. En general, esta es una nueva entrada muy emocionante para Murphy. Esperamos con interés las oportunidades de exploración y destacaremos nuestras capacidades operativas únicas. En la diapositiva 17, completamos la perforación del pozo exploratorio Chinook número 7 en el Golfo de México durante el trimestre y encontramos hidrocarburos no comerciales. Murphy tapó y abandonó el pozo y gastó $54 millones en costos totales netos de pozos secos en el trimestre. A finales del tercer trimestre, planeamos reanudar la perforación del pozo de exploración OSO operado por Murphy en el Golfo de México después de suspender temporalmente la perforación a principios de este año. En la diapositiva 19, para el trimestre, pronosticamos una producción de 188.000 a 196.000 barriles equivalentes por día con 99.000 barriles de petróleo por día. Este rango incluye un tiempo de inactividad supuesto por tormentas en el Golfo de México de unos 4.600 barriles equivalentes por día, así como un tiempo de inactividad total planificado y operado de 2.900 barriles de petróleo equivalente por día. También en el tercer trimestre, pronosticamos un CapEx acumulado de $215 millones, excluyendo los costos relacionados con la adquisición. Para todo el año 2023, estamos elevando nuestra guía de producción a 180.000 a 186.000 barriles equivalentes por día, lo que representa un aumento de 3.500 barriles por día hasta el punto medio. Pronosticamos producir 53% de petróleo y 59% de líquidos en este rango. Además, estamos ajustando nuestra guía de CapEx acumulado con un nuevo rango de $950 millones a $1,025 mil millones, excluyendo $45 millones de costos relacionados con adquisiciones. Seguimos confiando en lograr un crecimiento del volumen de petróleo del 8 % y un crecimiento de la producción del 10 % durante todo el año 2022 con un menor gasto de capital. En la diapositiva 20, Murphy tiene un marco de asignación de capital de múltiples niveles que permite obtener retornos adicionales para los accionistas más allá del dividendo trimestral, mientras avanza hacia un objetivo de deuda a largo plazo de mil millones de dólares. Nuestra Junta ha autorizado un programa inicial de recompra de acciones de $300 millones, lo que permite a Murphy recomprar acciones a través de una variedad de métodos sin límite de tiempo. A día de hoy, todavía no hemos ejecutado ninguna recompra bajo esta autorización. Desde que anunciamos por primera vez el marco de asignación de capital hace un año, me complace haber devuelto $15 millones adicionales anualmente a los accionistas a través del aumento de dividendo trimestral de $0,0275 por acción, así como también haber pagado casi $500 millones de deuda. Espero avanzar en Murphy 2.0 con los ingresos de la transacción que anunciamos hoy y recompensar aún más a nuestros accionistas a largo plazo en los próximos trimestres. En la diapositiva 21, mientras continuamos con nuestra estrategia de desapalancamiento, ejecución, exploración y retorno, seguimos enfocados en reducir la deuda con un flujo de caja libre ajustado. Se prevé que aproximadamente el 40% del flujo de caja operativo se invierta anualmente hasta 2025. Prevemos mantener una ponderación promedio del petróleo del 55% con una producción promedio de 195.000 equivalentes por día, lo que representa una tasa de crecimiento anual combinada del 8% hasta 2025, al mismo tiempo que respaldamos un objetivo. programa de exploración. Como parte de este plan, la producción costa afuera se mantendrá en un promedio de 90.000 a 100.000 barriles equivalentes por día. A largo plazo, nos centramos en mantener un negocio sostenible, apuntando a métricas de grado de inversión. Se prevé una producción media anual de aproximadamente 210.000 barriles equivalentes por día con un 53% de ponderación de petróleo. Nuestra reinversión continua de aproximadamente el 40% del flujo de efectivo operativo da como resultado una amplia generación de flujo de efectivo libre ajustado, que utilizamos para financiar mayores reducciones de deuda en nuestro marco de asignación de capital y mejorar el rendimiento total para los accionistas, además de financiar oportunidades de inversión de alto rendimiento. En la diapositiva 22, mirando la segunda mitad del año con nuestro programa de capital en declive, los próximos ingresos de nuestra diversificación onshore canadiense anunciada hoy y los precios actuales del petróleo, estamos enfocados en lograr nuestro objetivo de reducción de deuda de $500 millones y mejorar los retornos para los accionistas a través de recompras a medida que avanzamos en la versión 2.0 de nuestro marco de asignación de capital. Esperamos continuar con nuestra capacidad de ejecución de alta calidad a medida que completamos nuestro programa de entrega de pozos terrestres para el año y al mismo tiempo mejoramos las disminuciones de la producción base y mantenemos un alto tiempo de actividad en toda nuestra cartera. En última instancia, es importante enviar a todos a casa al final del día, y podemos lograrlo a través de una sólida cultura de seguridad continua. Nos queda un pozo de exploración operado en el programa 2023 y reanudaremos la perforación de Oso a fines del tercer trimestre. Por último, estoy orgulloso de nuestros dos anuncios recientes de recibir la aprobación del plan de desarrollo de Lac Da Vang y firmar nuevos PSC en Costa de Marfil. Tenemos una larga historia de ejecución exitosa de proyectos al tiempo que cumplimos con nuestro negocio convencional de flujo de caja libre, y estas oportunidades aumentarán nuestra longevidad, tanto en el corto plazo con Vietnam como a más largo plazo con la exploración y el posible plan de desarrollo frente a la costa oeste de África. Debo cerrar nuestra llamada hoy agradeciendo a nuestros destacados empleados, este gran trimestre que tuvimos y su dedicación continua a Murphy. Se necesitan todos los niveles de la organización para lograr este éxito y aprecio a cada uno de ustedes. Y ahora se lo devolveré al operador para nuestras llamadas, y le agradezco que haya escuchado nuestros comentarios preparados esta mañana. Consulte también Los 12 mejores ETF de biotecnología para comprar y los 15 estados que producen la mayor cantidad de maíz.

Operador: Gracias Señor. Damas y caballeros, ahora realizaremos la sesión de preguntas y respuestas. [Instrucciones del operador] La primera pregunta que tenemos en la cola hoy vendrá de Bert [indiscernible]P – Analista no identificado: Hola buenos días. Roger y equipo. Sí, adelante, operador.Operador: Adelante, Charles [ph]. [imperceptible] adelanteP – Analista no identificado: Está bien. Gracias. Buenos días chicos. Solo quiero: en primer lugar, fue un flujo de caja libre más fuerte de lo que esperábamos en el 2T. Solo estoy tratando de cuadrar dónde funciona el cálculo el resto del año. Entonces, creo que hice bien los cálculos, todavía queda algo por hacer, tal vez 15 millones de dólares en adquisiciones para el lado internacional y luego tal vez 10 millones de dólares para la venta de arrendamiento en el Golfo de México. Y creo que todos los pagos de contingencia han desaparecido, pero ¿hay alguna otra matemática en segundo plano que debamos compensar con nuestras estimaciones de flujo de caja libre para determinar el marco de Murphy 2.0?Roger Jenkins: Gracias por esa pregunta. Realmente buena pregunta. Creo que la forma de sentirnos a punto de demostrarlo es hoy: hemos anunciado que nuestro capital para el año se está ajustando. Y además de eso, tenemos 45 millones de dólares adicionales en nuevos negocios, por así decirlo, que nunca estuvieron en nuestros planes, como lograr el desarrollo del campo, Vietnam y la firma de nuevos bloques en Costa de Marfil, que incluyen actividades sísmicas y de otro tipo. . Entonces, esa será la parte superior del rango de nuestro CapEx, es la forma de pensarlo, tomar lo que gastamos hasta la fecha y tener lo restante para el resto del año, de lo cual se ha asignado alrededor de un tercio a un máximo para ese dinero. Se ha gastado hasta ahora en gastos de adquisición, y esa es la forma de pensar en el flujo de caja total para el año. Realmente no separamos Costa de Marfil en Vietnam debido a la privacidad de lo que tenemos, estamos muy orgullosos de los acuerdos que tenemos. Así que no vamos a desglosar qué es qué. Pero esa es la manera de pensar sobre nuestro gasto de capital para el resto del año.P – Analista no identificado: Bueno. ¿Y la desinversión canadiense cuenta para ese cálculo o simplemente se acerca a una especie de situación de Murphy 2.0, 3.0?Roger Jenkins: Gracias por eso. Ese es un muy buen punto. Lo que asumimos este año es que traeremos ese dinero. Está en dólares C, lo convertimos a dólares estadounidenses, lo transportamos a casa cuando es necesario y también se compartirá 75-25 a través de la deuda y se pagará la deuda y se recomprará. y simplemente entre. Si lo piensa bien, realmente lo que está sucediendo aquí es que si toma las adquisiciones y las suma a nuestro nuevo punto medio, los ingresos canadienses lo manejan fácilmente, y volvemos a alcanzar nuestra meta de reducción de deuda y nuestra deuda. abajo. Nuestro objetivo de pago de deuda, así como la recompra de acciones, y estamos muy entusiasmados con eso y con un menor gasto de capital en el resto del año. Por lo tanto, está en el marco, por así decirlo, como flujo de caja libre para permitir el dinero extra gastado en nuevos negocios no planificados en el Vietnam africano. Y así es como lo pensamos.P – Analista no identificado: Esa es una excelente manera de pensar en ello. Y luego solo un seguimiento de la venta canadiense. ¿Eso es todo lo que quieren vender? ¿Fue eso oportunista o hay otras partes de sus puestos quizás no centrales que esté buscando dejar ir?Roger Jenkins: De nuevo, una muy buena pregunta. Me alegra que lo hayas señalado al principio de la llamada. Tenemos muchos activos. Tenemos una gran cantidad de activos ponderados por petróleo en tierra de muy alta calidad y también una increíble posición de Montney. En los comentarios de Eric de hoy se puede ver lo bien que le está yendo a Montney con 21 millones de IP 30, lo que compite con cualquier operación de gas en América del Norte. En lo que respecta al petróleo, todos sabemos que tenemos un negocio de menor crecimiento en volumen en tierra firme y contamos con amplias ubicaciones. Y esta también fue una muy buena oferta. Es una muy buena oferta si se piensa en poco más de 100 millones de dólares, quitando sólo 5 millones de barriles de reservas. Si piensas en la producción actual de solo el 39% de petróleo, piensas en cuánto es eso por barril que fluye, cuánto es por acre y cuántas ubicaciones. Así que es una oferta increíble que necesitábamos aceptar, porque todavía nos quedan 488 ubicaciones en Canadá, y todas tienen un peso del 70% de petróleo, que está ligeramente por debajo del Eagle Ford, pero el NGL en esa región es el doble. el precio del NGL en Texas. Estos pozos se perforarán en la década de 2040. Y los vendimos a un precio realmente bueno a un operador que quiere invertir allí. Estamos muy contentos con ello, pero no estamos a la venta allí. Pero como tenemos ubicaciones secundarias obsoletas y la gente realmente quiere pagar eso por nosotros, tomaremos ese dinero y lo trasladaremos a cosas como pensar en Code d'Ivore. Tenemos un costo irreal de entrada en muchos bloques con nuevas oportunidades, incluida una oportunidad muy grande. Tenemos un posible desarrollo en Vietnam. Me refiero a un desarrollo en Costa de Marfil y en Vietnam tenemos un desarrollo y exploración allí. Por lo tanto, podemos mover nuestro negocio y aprovechar en efectivo ubicaciones en tierra utilizadas durante mucho tiempo, invertir es algo en lo que tenemos una gran ventaja competitiva en la ejecución en el extranjero.P – Analista no identificado: Esa es una gran actualización, Roger. Gracias.Roger Jenkins:Gracias.Operador: La siguiente pregunta en la cola proviene de Tim Rezvan de KeyBanc. Tu línea está abierta.

Tim Rezvan: Buenos dias a todos. Gracias por aceptar mi pregunta. Esperaba profundizar un poco más en Vietnam. Me preguntaba si podría proporcionar más detalles sobre los pasos para sancionar antes de fin de año. Y luego, si puede ofrecer una descripción general de su situación actual, ¿cómo cree que este activo podría alcanzar la primera producción en 2025 y cómo podemos esperar aumentar? Simplemente una especie de pensamientos actualizados basados ​​en las últimas noticias. Gracias.Roger Jenkins: Gracias por esa pregunta, Tim, y gracias por la nueva cobertura sobre Murphy y por asistir a nuestra llamada de hoy. Soy consciente de que. Vietnam forma parte de nuestro negocio desde hace mucho tiempo. A través de COVID y nuestra reducción de capital, algunas cosas han estado un poco al margen. El cambio clave aquí es que PetroVietnam, que también es nuestro socio, decidió aprobar nuestro plan de desarrollo de campo, que había sido presentado hace algún tiempo. Vemos esto como una oportunidad de entre 80 y 100 millones de barriles. Ha sido bien probado. Está muy bien organizado y planificado. Tenemos un plan detallado de desarrollo de campo que hemos tenido desde hace algún tiempo. Entonces, lo que está sucediendo ahora es que volveríamos a licitar todos los servicios allí, como la perforación y la construcción de las instalaciones, y luego buscaríamos verificar la economía de eso, nuevamente, reafirmamos eso, ir a nuestra Junta, pero eso a veces en octubre o las reuniones de diciembre, entonces probablemente no tendríamos el primer petróleo allí hasta el 26. Queremos trabajar en el proyecto hasta finales del 25, por así decirlo, para que podamos tener amplios retornos para nuestros accionistas a través de nuestro marco, que es clave, enfoque clave para nosotros. Y no es un desarrollo muy costoso ni difícil, algo que tenemos una larga historia de hacer en aguas poco profundas de Malasia, donde construimos un gran negocio. También es clave en Vietnam, ya que tenemos dos oportunidades de exploración muy buenas. De hecho, tengo más que eso, pero probablemente estemos perforando dos el próximo año que pueden convertir esto en un negocio. Nuestro objetivo es convertir esto en un negocio neto de 30.000 a 40.000 barriles por día para Murphy en Vietnam. Deberíamos tener la exploración, oportunidades de menor riesgo en el campo para hacer eso y estar ansiosos por ejecutarlo.Tim Rezvan: Bueno. Aprecio ese contexto. Eso es útil. Y luego, si pudiéramos hacer un seguimiento del marco Murphy 2.0. Tiene un valor nominal rescatable de notas de 2025 a mediados de agosto. Y sé que hay algunas ventas de activos, no estoy seguro del estado de repatriación de eso. Pero cuando piensa en retirar la deuda, ¿cómo se mide la cancelación de la deuda lo antes posible en lugar de esperar para pagarla a la par porque sus primas de sitio exigibles para 2027 y 2028 se extenderán durante los próximos uno o dos años? Solo tengo curiosidad por saber qué piensa sobre cuándo y cómo buscará retirar oficialmente esa deuda. Gracias.Roger Jenkins: Sí. Tim, dejaré que Tom, nuestro director financiero, se encargue de eso por ti.Tom Mireles: Sí. Seguro. Gracias, roger. Gracias, Tim. Sí, en general, de la forma en que lo pensamos, equilibramos todos esos factores, ya sea la fecha de vencimiento o cómo se negocian las notas, y decidimos si vamos a optar por la opción de compra o tal vez por el mercado abierto o la licitación. Mientras miramos hacia la segunda mitad de este año 2.0, como usted señala, tenemos esos 25. Podrán pagar a la par a finales de este mes. Por eso probablemente nos centraremos en ellos inicialmente. Pero si nos fijamos en el objetivo general de llegar a 1.000 millones de dólares, eso supone otros 800 millones de dólares de reducción de deuda. Y entre el 25 y el 27, eso es aproximadamente esa cantidad, que se puede rescatar hoy, el 25% está cerca de llamarlos a esa par pronto. Así es como lo estamos pensando. Así que pensamos que para alcanzar nuestro objetivo de mil millones de dólares, podemos tomar ese camino.Tim Rezvan: Vale, agradezco la respuesta. Gracias.Tom Mireles:Seguro.Operador: Gracias. Y la siguiente pregunta en la cola proviene de Devin McDermott de Morgan Stanley. Por favor continúa.Devin McDermott: Hola buenos días. Gracias por tomar…Roger Jenkins: Hola Devin. Buen día. Gracias Devin.Devin McDermott: Hola roger. Por eso quería preguntar primero sobre algunas de las oportunidades de exploración y específicamente sobre Costa de Marfil. Entonces parece que aquí hay dos tipos de procesos paralelos. Uno es el descubrimiento de Paon y la presentación de un plan de desarrollo para él y el segundo sería la adquisición sísmica y la evaluación del mismo para los bloques restantes. ¿Podrías explicarnos cada uno de ellos? Entonces, para el plan de desarrollo, ¿qué se necesitaría ver en última instancia para que el desarrollo avance allí? Y de manera similar, ¿el cronograma de la adquisición sísmica y cuándo se piensa en la posibilidad de perforar pozos de exploración en los otros bloques allí?Roger Jenkins: Muchas gracias, Devin, por centrarte en eso. Es una muy buena oportunidad para nosotros, ya que esta oportunidad se ajusta a nuestras expectativas y necesitamos más exploración, exploración cercana al éxito, diferentes tipos de juego. Luego tenemos lo que es nuestro verdadero pan de cada día: recursos descubiertos previamente por otros operadores, donde los convertimos en desarrollos muy exitosos con nuestra capacidad en aguas profundas. Es un proceso doble en Quan. Este es un descubrimiento realizado por Anadarko hace unos años. Eran amplios Google. Esa es una palabra que acabo de inventar, cosas que puedes buscar sobre los caudales de Quan y los diferentes operadores. Estamos consiguiendo esos datos apenas consiguiéndolos. Creemos que debería funcionar allí, pero requerirá términos comerciales en torno al gas y, en última instancia, conducirán a la generación de energía en el país.

No seremos parte de ese proceso. Dependerá de la tarifa comercial del gas. Evidentemente el país aquí quiere que tengamos un plan de desarrollo de campo viable, según sus palabras. Entonces, para que sea viable, tendrá que haber un precio por el que podamos obtener el tipo de devoluciones que se necesitan con todos los diferentes aspectos que tenemos en nuestra empresa. Así que ese es un proceso bien planteado por usted. Tenemos un equipo trabajando en eso, nuestro equipo de Kingsey, nuestro equipo de desarrollo bajo Eric y administrándolo. Y luego tenemos trabajo en lo sísmico. Entonces la sísmica se ha disparado. Hay sísmica 3D propiedad del gobierno en toda el área. No es necesario filmarlo desde cero. Habrá cierta modernización de esa sísmica mediante un reprocesamiento que estará en curso. Y dentro de unos meses, recibiremos esos datos y tendremos tiempo suficiente para tomar nuestras decisiones sobre la perforación. Estamos muy emocionados de poder ver el campo principal al este. Hay una muy buena perspectiva en 502. Hay aguas poco profundas en 102 que serían similares a las que tenemos en Vietnam, y tenemos éxito en aguas poco profundas de Malasia y muchas perspectivas en 709. Se ha descubierto petróleo y diferentes cosas aquí. Siempre es bueno obtener un nuevo conjunto de datos y mirar hacia adelante, pero realmente me gusta esto porque tenemos un posible desarrollo con exploración en el otro lado de Vietnam, tenemos exploración con el desarrollo. Y hoy estamos transponiendo lo que está por hacer en Canadá para aprovechar esas dos oportunidades y seguir adelante con nuestra verdadera experiencia, que es el desarrollo offshore.Devin McDermott: Excelente. Gracias, roger. Detalle útil. Y quería dejar de hacerlo en alta mar, pero en el Golfo de México. Y si analizamos sus planes aquí para los próximos trimestres, tiene una serie de vínculos durante la segunda mitad de este año y principios de 2024, que concluyen con St. Malo y Lucius. Después de eso, ¿tiene más oportunidades de vinculación u oportunidades de desarrollo que esté evaluando ahora para 2024? ¿Y puede explicarnos todo esto mientras piensa en la cadencia y las perspectivas de producción para el próximo año y la inversión el próximo año en el Golfo de México?Roger Jenkins:Voy a pedirle a Eric que te guíe a través de eso, Devin.Eric Hambly: Gracias, Devin. Siempre es bueno hablar de nuestros planes aquí en el Golfo de México. Nosotros, como habrás notado, hemos hecho un trabajo realmente tremendo con nuestro desarrollo de King's Quay con los campos Khaleesi-Mormont Samurai. Hemos destacado en llamadas y discusiones anteriores que con el desempeño que vimos en los campos durante el primer año aproximadamente, esperábamos que el desarrollo del campo se mantuviera en una producción estable de alrededor de 30,000 BOE netos por día hasta 2025. Recientemente, hemos estado produciendo esos campos cerca de 40.000 BOE netos por día. Si continuamos manteniendo ese tipo de tasas, entonces el período de meseta puede acortarse un poco. Entonces, junto con el tipo normal de desarrollo de ese campo, estamos monitoreando el desempeño del campo y luego evaluando otras oportunidades para un mayor desarrollo. En este momento, estamos analizando potencialmente una serie de pozos futuros o reparaciones de cambio de zona en el campo Khaleesi-Mormont Samurai que extenderían esa meseta. Aún no hemos elaborado un presupuesto para el 24, pero estamos evaluando esas cosas y es probable que aparezcan uno o dos pozos en esa área. Como usted señaló, llegaremos al pozo Dalmatian DC 90 #1 aquí en este trimestre, tercer trimestre, y luego tendremos un pozo Marmalard #3. A medida que avanzamos hacia 2024, temprano, tendremos en funcionamiento algunos pozos no operados de Lucious. Y luego el proyecto Sao Malo Waterflood, el alcance restante es completar dos inyectores previamente perforados e instalar instalaciones relacionadas con la inyección de agua y debería ver la inyección de agua a fines de 2024, lo que respaldará el aplanamiento y el posible aumento de los volúmenes de St. Malo durante años. por venir, así que están sucediendo muchas cosas allí. Y, como siempre, continuamos trabajando en nuestra cartera con un excelente trabajo subterráneo y por parte de nuestros equipos y tratamos de identificar otras oportunidades que podamos tener en el Golfo de México. Y es probable que veamos que estos continúan teniendo vínculos o nuevas oportunidades de pozos 1, 2, 3 por año. en el futuro previsible, razón por la cual hemos comunicado una especie de visión a largo plazo de mantener nuestros volúmenes de petróleo en alta mar bastante estables durante los próximos cinco o seis años.Devin McDermott: Excelente. Gracias.Roger Jenkins:Gracias Devin, agradezco la llamada.Operador: La siguiente pregunta en la cola proviene de Leo Mariani de ROTH MKM. Tu línea está abierta.Roger Jenkins:Buenos días Leo.Leo Mariani: Hola, buenos días a todos. Esperaba profundizar un poco más en el tipo de recompra de acciones aquí. Supongo que algo que ustedes anunciaron hace un tiempo. Como obviamente ha señalado, tiene un CapEx más bajo en la segunda mitad del año y la producción es mayor aquí. Aún no has hecho nada, pero parece que tal vez sea algo que deberíamos esperar en el futuro cercano. Me imagino que el período de bloqueo podría terminar, tal vez mañana. Entonces, ¿están preparados para comenzar a buscar la recompra de acciones aquí dado que estamos en un mes de la segunda mitad del año?

Roger Jenkins: Sí, lo somos, Leo. Estamos muy emocionados de hacer eso. Y usted enmarcó exactamente lo que estamos hablando con nuestra Junta esta semana, y nuestra fórmula está funcionando. El cierre de los ingresos canadienses lo mejorará y nos recuperará, como hemos dicho mucho esta mañana, y agradezco el llamado de todos. En realidad, es un movimiento de algunas ubicaciones más antiguas hacia Costa de Marfil con el desarrollo y hacia Vietnam con el desarrollo y la exploración. Estamos muy entusiasmados de volver con los accionistas. Hemos sido un actor importante en materia de dividendos a lo largo de nuestra historia. Hemos duplicado nuestro dividendo en los últimos años. Y ahora estamos listos para ejecutar recompras de acciones, ya que sentimos que nuestras acciones están infravaloradas, y espero hacerlo durante todo el año, y habrá períodos abiertos. Y Tom y su equipo están trabajando en varias formas de ejecutar recompras. Lo vemos de nuestros pares y nosotros también podremos hacerlo y esperamos hacerlo. Y realmente se están preparando. Tenemos una producción sólida este trimestre, uno de los petróleos guiados más altos que hemos tenido, y no sé cuándo, el pronóstico de producción para el tercer trimestre más alto que hemos tenido con la temporada de huracanes en mucho tiempo, el capital disminuye, el capital disminuye. Significativamente, los abandonos quedaron atrás, los pagos contingentes quedaron atrás, y esperamos una segunda mitad del año realmente sólida recompensando a los accionistas de Murphy.Leo Mariani: Bueno. Eso es útil. Y luego, solo quería pasar al lado de la exploración aquí. Entonces, supongo que serás un OSO intolerante en el futuro cercano. Solo quiero tener una idea, si ustedes tienen una estimación de cuánto tiempo tomarán, una vez que comiencen a volver a perforar. ¿Es un par de meses para tomar una decisión? Y en cuanto a la exploración de 2024, usted mencionó dos pozos en Vietnam, también deberíamos esperar algo más el próximo año en el frente de exploración, tal vez otro pozo en el Golfo. Y creo que les escuché decir en el pasado que probablemente no perforen nada más en Brasil o México en el 24. Entonces, solo quería tener una idea de alto nivel de lo que podría haber en la agenda de exploración en los próximos 18 meses aquí.Roger Jenkins: Es una respuesta de dos partes. Voy a dejar que Eric se encargue de la perforación con su equipo, él gestiona la perforación en la empresa. Él hablará sobre el tiempo OSO y luego yo hablaré sobre los 24 planes.Eric Hambly: Sí. Muchas gracias. En OSO, solo para aclarar, no volveremos a perforar el pozo. Volveremos a perforar el pozo con algunos equipos mejorados, un sistema de perforación de presión controlada, que nos permitirá perforar la sección inferior del pozo, pero estamos reutilizando gran parte del pozo que ya hemos perforado. Entonces, solo quiero aclarar que no es una repetición completa. Comenzaremos ese trabajo en el tercer trimestre y deberíamos haber completado esa actividad a mediados del cuarto trimestre.Roger Jenkins: Bueno. Como el resto de nuestro programa, sí, estamos buscando perforar dos pozos en Vietnam. No tenemos nuestro presupuesto preparado, no lo tenemos aprobado por nuestra Junta. Es probable que hagamos eso. Me imagino que perforaríamos un par de pozos en el Golfo de México. No estoy seguro de que sean intereses de trabajo. Tenemos amplias oportunidades. Tenemos oportunidades con algunos otros socios. Entonces, probablemente tengamos un programa de cuatro pozos, un par de pozos en el Golfo, un par en Vietnam, y eso probablemente sea suficiente porque, nuevamente, estamos tratando de honrar nuestro marco al final del camino. , nuestra capital al final de la baraja. Como acaba de preguntar, queremos hablar de recomprar acciones y recompensar a nuestros accionistas mientras estamos infravalorados, y eso también nos interesa. Entonces, eso es lo que estamos pensando al respecto, Leo. Gracias.Leo Mariani: Bueno. Eso es útil. Entonces, ¿parece que probablemente no haya nada en la agenda para Brasil o México en el 24?Roger Jenkins:Así es.Leo Mariani: Bueno. Gracias.Roger Jenkins:Gracias.Operador: La siguiente pregunta en la cola proviene de Arun Jayaram de JPMorgan. Por favor continúa.Arun Jayaram: Hola Roger, quería tener algunas ideas o detalles sobre tu equipo técnico y ¿qué tipo de experiencia tiene tu equipo trabajando en África Occidental, Costa de Marfil? Y tal vez solo nos brinde algunas ideas sobre cómo se encuentra el equipo de exploración aquí en Murphy y Houston.Roger Jenkins: Gracias, Arun, por esa pregunta. Hemos trabajado en todas partes del mundo. Hace un año tuvimos negocios en Gabón. Tuvimos un acontecimiento, un acontecimiento muy singular en la República Democrática del Congo. Todo nuestro equipo ejecutivo ha trabajado a nivel internacional. Murphy es un jugador internacional. Se trata de una perforación mucho más sencilla que la de un pozo OSO, mucho menos profunda y de ejecución mucho más sencilla. Hemos ejecutado pozos como ese en todo el mundo. Contamos con un equipo técnico en la parte de perforación. Tiene una gran experiencia a nivel internacional. Y luego nuestro desarrollo, el desarrollo es un desarrollo. Esta tiene aproximadamente la misma profundidad de agua que King's Key y no es nada difícil para nosotros. En cuanto a la exploración, naturalmente, una empresa importante como Anadarko es una empresa de exploración de gran éxito en una gran empresa. Hay personal de Anadarko que trabaja en otras entidades offshore en la actualidad, incluido Murphy. Pero contamos con un equipo muy experimentado, tanto en exploración como, por supuesto, en gestión ejecutiva y nuestro equipo de desarrollo que tiene mucha experiencia trabajando a nivel internacional. Tom, Eric y yo hemos vivido, trabajado y viajado internacionalmente durante toda nuestra carrera, y esto realmente no significa mucho para nuestra ejecución, Arun. Tenemos una gran experiencia y somos capaces de ejecutar globalmente casi cualquier cosa en el océano. No se me ocurre nada que no podamos hacer en el océano.

Arun Jayaram: Excelente. Roger, una pregunta interna. Es un buen trimestre para ustedes. Sí notamos que usted modificó el crecimiento del petróleo año tras año del 10% al 8%. ¿Eso es conservadurismo? Solo quiero tener algunas ideas sobre qué impulsó esa variación.Roger Jenkins: Bueno, no voy a ser poco conservador. Hoy tengo a mi vicepresidente ejecutivo de operaciones aquí conmigo, solo superé la guía en 7.000 por día este trimestre cuando se dice conservador. Creo que lo que está sucediendo aquí es que lo estamos haciendo extremadamente bien y nuestra guía es muy sólida para la temporada de huracanes. Somos un actor muy importante en el Golfo de México. Todos sabemos eso. Yo lo consideraría positivo. Hemos tenido algunos problemas operativos en Dalmatian durante todo el año. También cubrimos eso con un desempeño realmente increíble al principio de la llamada. Eric mencionó que nuestras fuertes tasas de meseta en King's Key y Eagle Ford estaban extremadamente bien. Y entonces hemos tenido algunos problemas allí, y vamos a necesitar poner este pozo en línea para ayudar a que ese campo produzca mejor, por así decirlo, eso ha causado una pérdida. Instalamos nuestros pozos en tierra antes de lo planeado, y les está yendo extremadamente bien cuando llegan temprano y planifican que se produzca en exceso y luego disminuyen hacia el final porque somos una empresa de capital concentrado para tener más retornos. Para nuestros accionistas con menos capital a finales de año, hoy también nos ayuda el gran precio del petróleo. Entonces eso es lo que está pasando. En Terranova prácticamente no fluye nada. Así que es esperanzador fluir allí. Este mes lo estamos haciendo muy bien. Cualquier tipo de ayuda en la temporada de huracanes o dálmatas es un gran pozo que perforamos hace un año. Nuestro equipo ya lo está ejecutando bien. Así que creo que todavía podemos volver a donde estábamos, pero sentí que esta era la orientación adecuada hoy y que sería una especie de ajuste de cuentas, por así decirlo, en nuestra temporada de producción posterior a los huracanes en nuestro próximo trimestre y la venta de los activos. que estamos haciendo hoy para que todo eso funcione. Nos está yendo muy bien hoy, con tasas increíblemente altas en este momento. Estoy muy satisfecho con el equipo de Eric en eso. Y creo que es solo un poco de conservadurismo lo que tenemos hoy, pero tenemos amplia capacidad para ocultarlo y volver a donde estábamos el último trimestre. Estoy muy contento de cómo vamos.Arun Jayaram: Excelente. Gracias Roger.Roger Jenkins: Gracias, Ryan. Lo aprecio.Operador: La siguiente pregunta en la cola proviene de Charles Meade con Johnson Rice. Por favor continúa.Carlos Meade:Buenos días, Roger, para ti y el equipo de Murphy.Roger Jenkins:Gracias, Carlos.Carlos Meade: Roger, se ha hablado mucho sobre el aumento de los costos de los servicios en el extranjero. Y creo que más o menos eso es lo que se dice que está sucediendo en todo el mundo. Así que me pregunté si puedes hablar un poco sobre si estás viendo eso o si lo has visto, y en qué medida lo has visto hasta ahora. Y cuál es: ¿cuántos aumentos en los costos de servicio se contemplan en su pronóstico actual, ya sea para la segunda mitad de 2023 o 2024? Y me pregunto si tal vez ese sea uno de los grandes contribuyentes o tal vez incluso el principal contribuyente a que usted aumente el ¿Cuál es el límite inferior de la previsión de CapEx para el año?Roger Jenkins: Eric está un poco más cerca de eso. Charles, dejaré que él te guíe a través de eso.Eric Hambly: Gracias, Carlos. Charles, estamos en una posición bastante buena en relación con los costos extraterritoriales en este momento. En la primera mitad de este año, estábamos trabajando en una plataforma en el Golfo de México que tenía un precio significativamente por debajo del mercado en el rango de $300,000 por día. El mercado probablemente esté en el rango de 450 por día. Y tuvimos la suerte de asegurar espacios de plataforma para llevar a cabo nuestra actividad planificada hasta bien entrado 2025 y principios de 2025. Hemos fijado tarifas de plataforma un poco por debajo de lo que es la tasa actual del mercado. Entonces, eso está sucediendo, lo que realmente nos está ayudando a no ver la inflación más allá de lo que esperábamos para 2025. Hay otras presiones de costos, como se puede imaginar, en la industria que envuelve los costos, a veces suben y bajan. Lo monitoreamos con bastante atención. Eso es algo muy importante para nosotros. Y otros servicios relacionados con la ejecución de nuestro programa son bastante menores. Mire realmente la plataforma y los costos de la carcasa son los que generan la mayoría de los costos. Entonces, en relación con mucha gente, nos sentimos muy bien con respecto a nuestro posicionamiento en nuestros costos en el extranjero hasta 2024. Más allá de eso, estaremos expuestos a las tasas del tipo de mercado. Entonces, para nuestras actividades planificadas en 2025, al menos durante la segunda mitad de 2025, tendremos que ver cómo se ve el mercado en cuanto a las tarifas de las plataformas y estar expuestos como todos los demás en la industria.Carlos Meade: Entiendo. Ese es un detalle útil. Gracias. Y luego, si pudiéramos volver al pozo OSO. Roger, cuando miro, creo que su principal recurso para eso es 150 MBoe y eso, en realidad, es bastante grande en estos días para un solo pozo en el Golfo de México. ¿Puedes hablar un poco sobre qué? ¿Sobre la naturaleza de ese objetivo o tal vez posibles objetivos en ese pozo? ¿Y qué tan riesgoso ves que es tu riesgo de éxito allí?Roger Jenkins: Gracias, Carlos. Una muy buena pregunta. Sí, esa es una perspectiva muy grande. Uno de los más grandes está siendo perforado. Este es un clásico juego de masas contra la sal de hace años. Chevron perforó este prospecto y nunca alcanzó el objetivo de encontrar sal prematuramente. La sísmica ha sido reprocesada en esa zona. Creemos que ahora tenemos la perspectiva de enfrentarnos a la sal con todos los principales campos de concentración típicos en esa área. Esta ha sido un área poco perforada en el Golfo. Hay una amplia estructura aquí. No hay mucha infraestructura aquí, ya que la gente se acercaba a las plataformas para perforar, por así decirlo. Este también es un lugar muy competitivo en la última venta de arrendamiento. Conseguimos algunos arrendamientos aquí bajo una dura competencia con la llegada de Chevron.

También tenemos un gran socio en nuestro pozo y Oxy que está en el Golfo, una compañía de capital privado muy fuerte y exitosa que está arrendada con nosotros desde el primer día. Muy entusiasmado con el pozo. No es un pozo sencillo de perforar. También es un nuevo conjunto de datos sísmicos. Se están disparando datos tipo OBN a través de esta región justo encima del pozo. Eso te dice que la industria está muy interesada en la zona. La venta del arrendamiento generó mucho interés y tenemos un prospecto clave en medio de ella. Y estamos entusiasmados de perforar el pozo. Es un pozo grande. Yo no lo haría, no es un pozo de bajo riesgo, pero es lo nuevo que se puede perforar y estamos felices de tener un contrato de arrendamiento. Estamos felices de aprender algo más y estamos felices de ver a todos venir, rodearnos allí, lo que significa que estamos en lo correcto. Tenemos un gran socio con Vicki en Oxy, nos gusta trabajar con ellos y un excelente socio de educación física es muy exitoso. Así que estamos muy entusiasmados con el pozo y con volver a él.Carlos Meade:Entonces, ¿una especie de clásico trío contra la sal con la posibilidad de acumular algunas arenas?Roger Jenkins: Eso es correcto. También tenemos un prospecto muy cercano llamado Rushmore que eliminaría ese riesgo, compensando un área donde Chevron rebotó y pagó hace años, reasignada a otras partes del Golfo. Así que hay una buena perspectiva de seguimiento allí, y nuevos arrendamientos en el área, y podría ser un nuevo centro en el Golfo de BP como una gran perspectiva cerca de aquí. Y estamos entusiasmados con lo necesario.Carlos Meade:Gracias por el detalle Roger.Roger Jenkins: Gracias. Lo aprecio.Operador: Y la siguiente pregunta en la cola proviene de Josh Silverstein de la UBS. Por favor continúa.Roger Jenkins: Buenos días, José. ¿Cómo estás? [imperceptible] tú ahí... Josh.Josh Silverstein: Lo siento. Sí. Entonces, la salida no central de Duvernay, un poco de Montney, una salida completa de Duvernay, no ha sido un área que haya recibido mucho capital, un poco de limitaciones de infraestructura. ¿Por qué no miras para salir de toda el área? Gracias.Roger Jenkins: Dejaré que Eric pase por eso. A Eric le gusta Duvernay. Yo también.Eric Hambly: Sí, me gusta mucho Duvernay. Josh, hicimos un trabajo realmente bueno con Duvernay al realizar un programa hace años, manteniendo y evaluando completamente ese activo. Y en la parte de Duvernay que quedará, debo decir que estamos muy contentos con el desempeño del pozo, así como con nuestra capacidad para lograr que nuestra estructura de costos sea muy competitiva. Entonces la economía de esos lugares es bastante sólida. Y la forma en que pensamos sobre Duvernay es que no tenemos ningún tipo de presión para salir y tener actividad solo por tener actividad. Pero a medida que trabajamos en nuestro inventario de Eagle Ford y dejamos atrás la mayor parte de nuestras ubicaciones de Nivel 1 en Eagle Ford, Duvernay realmente compite bastante bien con el resto de las oportunidades de Eagle Ford de Nivel 2 y 3, y Terminaremos cambiando nuestro enfoque o agregando enfoque a Kaybob Duvernay, porque la economía de esos lugares es realmente sólida, y hemos destacado anteriormente en nuestras diapositivas de nuestra convocatoria que tenemos muchos años de 15 años de petróleo de esquisto. ubicaciones entre Eagle Ford y Kaybob que alcanzan un punto de equilibrio inferior a 40 dólares el barril. Por lo tanto, esto es parte de un largo camino para mantener nuestros volúmenes de petróleo de esquisto y nuestra escala y diversidad en nuestro negocio. Lo consideramos fundamental y estamos muy entusiasmados con el potencial que tiene para contribuir a nuestro negocio durante décadas.Josh Silverstein: Eso es útil y una buena transición a la siguiente pregunta, que es que el desempeño del Eagle Ford ha sido realmente sólido este año. Ustedes destacaron algunos de los pozos de Tilden. ¿Cómo piensan ustedes sobre la asignación de capital en la cuenca? ¿Quiere intentar acelerar algunos de los niveles de actividad el próximo año porque el desempeño ha sido bastante sólido este año? Gracias.Roger Jenkins: Sí. Josh, esa es una gran pregunta. Siempre me gusta hablar de nuestro gran desempeño. Así que gracias por preguntar eso. Anteriormente destacamos que estábamos muy emocionados de probar nuestro nuevo estilo de finalización mejorado en Tilden. No tuvimos un pozo Tilden en línea hasta el segundo trimestre de 2023 desde 2019. Entonces, como hemos presentado, hemos trabajado mucho para mejorar nuestro diseño de terminación en Karnes y Catarina, y lo ponemos a trabajar aquí. este año en Tilden con dos plataformas de cuatro pozos. Tenemos más datos de rendimiento de producción de esa plataforma Jambers que de Tino, y está mostrando un rendimiento excelente, por lo que duplica efectivamente nuestras tasas de producción sobre una base IP30. La otra plataforma la vimos bastante en línea con las expectativas.

En general, excelentes resultados. Todavía tenemos que trabajar un poco allí para descubrir cómo podemos hacer que cada pozo de Tilden sea realmente excelente, pero estamos muy satisfechos con lo que estamos viendo. Cuando piensas en el panorama general, Murphy, lo que estamos tratando de hacer, en realidad no respondemos de manera reactiva a ciertos resultados de un número limitado de pozos en un trimestre y cambiamos nuestra asignación de capital. Lo que estamos tratando de hacer con nuestro negocio Eagle Ford es mantenerlo estable en el rango de 30.000 a 35.000 BOE por día neto a Murphy en el corto plazo y utilizar el flujo de efectivo generado por el activo para seguir nuestro marco de desapalancamiento y ejecución del explorador. y devolver valor a los accionistas mediante la recompra de acciones y la reducción de dividendos y deuda. Y eso es a lo que nos vamos a ceñir mientras trabajamos para elaborar nuestro presupuesto para 2024. Me imagino un tipo de nivel de actividad similar en Eagle Ford al que hemos tenido en los últimos años.Josh Silverstein: Excelente. Gracias chicos.Roger Jenkins: Agradezco la pregunta. Gracias.Operador: [Instrucciones para el operador] La siguiente pregunta en la cola proviene de Roger Read de Wells Fargo. Por favor continúa.Eric Hambly: Buenos días roger. ¿Cómo has estado?Roger leyó: Muy bien, Eric. Espero que a todos les vaya bien allí. Al menos fue un buen trimestre.Eric Hambly: Haciendo bien. Si, muy bien.Roger leyó: Sí. Solo me gustaría volver sobre dos cosas que se han visto afectadas. Uno, en términos de pago de la deuda y asegurarse de no pagar de más por la jubilación anticipada. ¿Es seguro asumir que acumulará efectivo en el balance por adelantado y eso debería ser algo que anticiparíamos? Y solo estoy pensando que si los precios de las materias primas se mantienen un poco más altos, podremos generar más efectivo gratis. ¿Es esa la forma correcta de pensar las cosas?Roger Jenkins:Dejaré que Tom te guíe a través de eso, Rogers está muy cerca de eso.Tom Mireles: Sí, Roger, gracias por eso. La forma en que lo pensamos es que tenemos la prioridad de alcanzar nuestros objetivos de deuda. Y tenemos estos objetivos anuales. Entonces, la forma en que lo ejecutamos trimestralmente, durante el trimestre, puede variar. Pero vamos a centrarnos en reducir esa deuda. Y probablemente tendrá más peso hacia el cuarto trimestre a medida que comencemos a generar un flujo de caja libre más ajustado. Pero también intentaremos hacer algo este trimestre. Y como mencionamos anteriormente, esos 25 se cotizarán a la par aquí en unas pocas semanas más, y probablemente nos concentraremos en eliminarlos. Entre la deuda y la recompra de acciones nuevamente, hay objetivos anuales. Por eso intentaremos hacerlo de la manera más eficiente posible. Entonces, las ponderaciones dentro del trimestre pueden variar un poco. Pero eso es en lo que Roger y yo nos concentraremos con nuestra Junta: tratar de hacerlo de la manera más eficiente posible.R. Roger Jenkins: Sí. Quiero agregar a eso, Roger, lo que realmente intentamos hacer es que si podemos detectar alguna dislocación, como creo que están haciendo algunos de nuestros pares, estamos monitoreando las diversas formas en que podemos hacerlo un poco antes de la recomprar en algún trimestre sobre otro y hacer que el año se sume perfectamente a la fórmula. Y también es de destacar que, justo al final del año, el objetivo de deuda de los 27 billetes se reduce; me refiero al precio de compra, puede ser difícil ejecutarlo justo al final del año. Estamos monitoreando todos los cálculos sobre los gastos por intereses y el precio de la opción de compra, y el equipo de Tom está muy concentrado en eso. Pero lo que realmente nos entusiasma es estar en una posición con menores pagos contingentes de CapEx, una producción increíble y precios más altos del petróleo, son cosas buenas que resolver. Es una reunión realmente buena sobre cómo vamos a gastar todo nuestro flujo de efectivo libre, y esa es la reunión que hemos estado buscando durante un año, estamos allí hoy.Roger leyó: Bueno. Gracias por eso. Y luego estoy tratando de pensar en la manera correcta de resumir esta pregunta. Pero, como pensamos en Murphy como una compañía de exploración, y usted mencionó, en algunas áreas, tal vez un poco más de competencia para tratar de llegar a los bloques correctos, pero también hay algunas áreas que no parecen tener un perfil muy alto. Creo que en algunas partes de África occidental y América del Sur. Entonces, cuando miras las áreas en las que estás enfocado, ¿tienes la sensación de que las oportunidades están ahí y no son demasiado competitivas, dado que algunos otros tal vez están demasiado enfocados en, como dije, las áreas de alto nivel? perfilar las cosas que están sucediendo. Me preguntaba si piensa en cómo progresamos tal vez en los últimos trimestres o en los últimos años en términos de su oportunidad de obtener los bloques de exploración que desea.R. Roger Jenkins: Gracias por tu pregunta, Roger. En el pasado fuimos exploradores globales activos, mucho más de lo que lo somos ahora. Intentamos mantenerlo en menos países. Intentamos trabajar en lugares donde podemos trabajar principalmente aquí en Houston. Entonces tenemos algunos criterios que analizamos. También nos gusta tener lugares donde podamos hacer algún posible trabajo de desarrollo de descubrimientos anteriores. No somos una gran especialidad en ese sentido y estamos realmente interesados ​​en la costa este de Canadá. Los pozos son demasiado caros para nosotros. Hay algunos éxitos en alta mar en Namibia que han desaparecido hace mucho tiempo y un enorme gasto en sísmica y pozos. Ese no es realmente nuestro enfoque. Somos muy conocidos a nivel mundial por nuestra capacidad de ejecutar y competir, por así decirlo, con grandes empresas ocasionalmente, los países quieren un tipo diferente de socio.

Y lo estamos revisando activamente y estamos muy contentos: estas son dos adiciones muy importantes que tenemos aquí, ahora con nuestro desarrollo de campo en Vietnam, lo que nos permite ejecutar muchas oportunidades allí. No queríamos ejecutar nuestras perforaciones allí. Así que nuestro plan de desarrollo de campo demostró que de repente surgió algo que está cambiando. Costa de Marfil es una superficie muy grande y extensa. Hemos estado trabajando en eso durante mucho tiempo. Entonces, no estamos en una gran búsqueda global de más áreas de exploración. Monitoreamos y conocemos todo a nivel global. Porque, una vez más, estamos tratando de avanzar a través de nuestro menor crecimiento y un alto rendimiento para el negocio de los accionistas es, nuevamente, pagar esta deuda, que es... acabas de preguntarle a Tom sobre eso. Y estamos bien posicionados para eso, más que para salir y mirar una entrada a un país muy costosa en este momento.Roger leyó: Está bien. Se lo agradezco. Gracias.R. Roger Jenkins: Gracias Roger. Cuidarse.Operador: No tenemos más preguntas en la cola. Le devolveré la llamada a Jenkins. Por favor continúa.Roger Jenkins: Bueno. Gracias. Tuve una muy buena llamada hoy. Gracias a todos por centrarse en las preguntas clave sobre cómo agregamos valor para los accionistas en un muy buen trimestre, anticipando otro próximo y entrando en nuestro marco y gracias a todos por participar hoy, y nos vemos pronto. Lo aprecio. Gracias.Operador: Damas y caballeros, esto concluirá su teleconferencia. Por favor desconecte sus líneas.

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