ConocoPhillips agiert als unabhängiges Explorations- und Produktionsunternehmen (E&P).
Das Unternehmen betreibt in 13 Ländern. Das vielfältige, kostengünstige Portfolio umfasst ressourcenreiche unkonventionelle Vorkommen in Nordamerika; konventionelle Vermögenswerte in Nordamerika, Europa, Afrika und Asien; LNG-Entwicklungen; Ölsande in Kanada; und ein Inventar globaler Explorationsaussichten.
Segment- und geografische Informationen
Das Unternehmen führt seine Operationen in sechs operativen...
ConocoPhillips agiert als unabhängiges Explorations- und Produktionsunternehmen (E&P).
Das Unternehmen betreibt in 13 Ländern. Das vielfältige, kostengünstige Portfolio umfasst ressourcenreiche unkonventionelle Vorkommen in Nordamerika; konventionelle Vermögenswerte in Nordamerika, Europa, Afrika und Asien; LNG-Entwicklungen; Ölsande in Kanada; und ein Inventar globaler Explorationsaussichten.
Segment- und geografische Informationen
Das Unternehmen führt seine Operationen in sechs operativen Segmenten durch, die nach geografischer Region definiert sind: Alaska; Lower 48; Kanada; Europa, Naher Osten und Nordafrika; Asien-Pazifik; und Andere Internationale.
Das Unternehmen erkundet, produziert, transportiert und vermarktet weltweit Rohöl, Bitumen, Erdgas, NGLs und verflüssigtes Erdgas (LNG). Zum 31. Dezember 2023 wurden die Operationen des Unternehmens in den Vereinigten Staaten von Amerika (USA), Norwegen, Kanada, Australien, Malaysia, Libyen, China und Katar durchgeführt.
Alaska
Das Segment Alaska erkundet hauptsächlich nach, produziert, transportiert und vermarktet Rohöl, Erdgas und NGLs. Das Unternehmen ist der größte Rohölproduzent in Alaska und besitzt bedeutende Beteiligungen an zwei der größten Ölfelder Nordamerikas auf der Nordküste Alaskas: Prudhoe Bay und Kuparuk. Darüber hinaus ist das Unternehmen einer der größten Eigentümer von staatlichen, föderalen und Leasingflächen mit etwa einer Million Hektar an nicht entwickelten Flächen zum Jahresende 2023. Die Alaska-Operationen trugen 15 Prozent zur konsolidierten Flüssigproduktion und zwei Prozent zur konsolidierten Erdgasproduktion bei.
Greater Prudhoe Area
Die Greater Prudhoe Area umfasst das Prudhoe Bay Unit, bestehend aus dem Prudhoe Bay Field und fünf Satellitenfeldern, sowie die Greater Point McIntyre Area Felder. Prudhoe Bay, das größte konventionelle Ölfeld in Nordamerika, ist der Standort einer großen Wasserflut- und erweiterten Ölrückgewinnungsoperation, unterstützt durch eine große Gas- und Wasseraufbereitungsanlage. Die Feldinstallationen umfassen sieben Produktionsanlagen, zwei Gasanlagen, zwei Meerwasseranlagen und ein zentrales Kraftwerk. Im Jahr 2023 wurden durchschnittlich zwei Bohranlagen betrieben.
Greater Kuparuk Area
Die Greater Kuparuk Area umfasst die Kuparuk River Unit, bestehend aus dem Kuparuk Field und sechs Satellitenfeldern. Die Feldinstallationen umfassen drei zentrale Produktionsanlagen, die Öl, Erdgas und Wasser trennen, sowie eine Meerwasseraufbereitungsanlage. Im Jahr 2023 betrieb das Unternehmen eine Bohranlage und zwei Workover-Anlagen. Das Nuna-Projekt, das auf das Moränen-Reservoir abzielt, wurde 2023 genehmigt, und mit der ersten Ölförderung wird Anfang 2025 gerechnet. Das 2021 entdeckte Coyote-Reservoir wurde 2023 zur Entwicklung vorangetrieben, und zusätzliche Bohrungen sind für 2024 und 2025 geplant.
Westliche Nordküste
Die Westliche Nordküste umfasst die Colville River Unit, die Greater Mooses Tooth Unit und die Bear Tooth Unit. Im Jahr 2023 wurden durchschnittlich zwei Bohranlagen betrieben.
Die Colville River Unit umfasst das Alpine Field und vier Satellitenfelder. Die Feldinstallationen umfassen eine zentrale Produktionsanlage, die Öl, Erdgas und Wasser trennt. Im Jahr 2023 konzentrierte das Unternehmen seine Entwicklungsaktivitäten auf den Narwal-Trend, ein Reservoir innerhalb des Alpine Fields, und plant den Abschluss der aktuellen Phase für 2024. Die Ergebnisse werden dazu beitragen, das Design und die Optimierung zukünftiger Entwicklungen zu informieren.
Die Greater Mooses Tooth Unit ist die erste Einheit, die vollständig im National Petroleum Reserve Alaska (NPR-A) eingerichtet wurde. Die Einheit wurde in zwei Phasen errichtet: Greater Mooses Tooth #1 (GMT1) und Greater Mooses Tooth #2 (GMT2). Die Entwicklungsaktivitäten wurden 2023 fortgesetzt.
Am 12. März 2023 gab das Innenministerium eine Entscheidung (ROD) zur Genehmigung des Willow-Projekts heraus, und im Dezember 2023 kündigte das Unternehmen die FID an. Das Projekt wird aus drei Bohrstellen, einem Betriebszentrum und Lager sowie einer Verarbeitungsanlage bestehen. Die erste Produktion wird für 2029 erwartet.
Erkundung
Im Jahr 2023 wurde der Bear-1-Erkundungsbohrplatz an einem Ort 30 Meilen südlich des Greater Kuparuk Area und östlich des Colville River auf staatlichen Flächen gebohrt. Es wurden keine kommerziellen Kohlenwasserstoffe gefunden, und der Brunnen wurde als Trockenloch eingestuft und dauerhaft verfüllt und aufgegeben.
Transport
Das Unternehmen transportiert die auf der Nordküste produzierten Erdölflüssigkeiten nach Valdez, Alaska, über eine 800 Meilen lange Pipeline, die Teil des Trans-Alaska Pipeline Systems (TAPS) ist. Das Unternehmen besitzt einen 29,5-prozentigen Anteil am TAPS und hat auch Beteiligungen an und betreibt die Alpine-, Kuparuk- und Oliktok-Pipelines auf der Nordküste.
Die hundertprozentige Tochtergesellschaft des Unternehmens, Polar Tankers, Inc., verwaltet den Seetransport seiner Produktion von der Nordküste unter Verwendung von fünf firmeneigenen Doppelhüllen-Tankern und chartert bei Bedarf Schiffe von Drittanbietern. Die Tanker liefern Öl von Valdez, Alaska, hauptsächlich an Raffinerien an der Westküste der Vereinigten Staaten von Amerika.
Lower 48
Das Segment Lower 48 umfasst Operationen in den 48 zusammenhängenden US-Bundesstaaten und dem Golf von Mexiko, mit einem Portfolio, das hauptsächlich aus kostengünstigen, kurzzyklischen, ressourcenreichen unkonventionellen Vorkommen und kommerziellen Operationen besteht. Basierend auf den Produktionsmengen von 2023 ist der Lower 48 das größte Segment des Unternehmens und trug 64 Prozent zur konsolidierten Flüssigproduktion und 76 Prozent zur konsolidierten Erdgasproduktion bei.
Delaware Basin
Das Unternehmen besitzt etwa 654.000 unkonventionelle Netto-Hektar im Delaware Basin, das von West-Texas bis Südost-New Mexico reicht. Die Entwicklungsaktivitäten zielen auf Vorkommen in den Avalon-, Bone Springs- und Wolfcamp-Formationen ab und berücksichtigen dabei Leasingverpflichtungen und Genehmigungsbedingungen. Das Unternehmen betrieb im Durchschnitt während des Jahres 2023 zehn Bohranlagen und drei Frac-Crews.
Eagle Ford
Das Unternehmen besitzt etwa 199.000 unkonventionelle Netto-Hektar im Eagle Ford in Süd-Texas. Der Schwerpunkt liegt derzeit auf der Vollfeldentwicklung unter Verwendung von angepassten Bohrabständen und Stapelmustern, die durch Reservoiranalyse angepasst wurden. Das Unternehmen betrieb im Durchschnitt während des Jahres 2023 sechs Bohranlagen und zwei Frac-Crews.
Midland Basin
Das Unternehmen besitzt etwa 248.000 unkonventionelle Netto-Hektar im Midland Basin in West-Texas. Die Entwicklungsstrategie konzentriert sich auf eine Vollfeldentwicklung unter Verwendung von Mehrbrunnen-Padprojekten, die sowohl die Spraberry- als auch die Wolfcamp-Reservoirziele anvisieren. Das Unternehmen betrieb im Durchschnitt während des Jahres 2023 fünf Bohranlagen und zwei Frac-Crews.
Bakken
Das Unternehmen besitzt etwa 562.000 unkonventionelle Netto-Hektar im Williston Basin in North Dakota und Ost-Montana. Die primären produktiven Zonen sind die Middle Bakken- und Three Forks-Formationen. Das Unternehmen betrieb im Durchschnitt während des Jahres 2023 drei Bohranlagen und eine Frac-Crew.
Partnerbetriebene
Das Unternehmen beteiligt sich an partnerbetriebenen Bohrungen, wenn sie mit seinen Investitionskriterien und Entwicklungsstrategien übereinstimmen. Im Jahr 2023 beteiligte sich das Unternehmen an partnerbetriebenen Bohrungen mit unterschiedlichen Arbeitsbeteiligungen in seinem Lower 48-Portfolio.
Einrichtungen
Das Unternehmen betreibt und besitzt mit unterschiedlichen Beteiligungen zentralisierte Kondensatverarbeitungsanlagen in Texas und New Mexico zur Unterstützung seiner Eagle Ford-, Delaware- und Midland-Vermögenswerte.
Kanada
Die kanadischen Operationen des Unternehmens umfassen die Surmont-Ölsand-Entwicklung in Alberta, das flüssigkeitsreiche Montney-Unkonventionelle Spiel in British Columbia und kommerzielle Operationen. Im Jahr 2023 trugen die Operationen in Kanada sieben Prozent zur konsolidierten Flüssigproduktion und drei Prozent zur konsolidierten Erdgasproduktion bei.
Die Bitumenressourcen des Unternehmens in Kanada werden über Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD) produziert, eine verbesserte thermische Ölrückgewinnungsmethode, bei der Dampf in das Reservoir injiziert wird, um das schwere Bitumen effektiv zu verflüssigen, das dann an die Oberfläche gefördert und zur weiteren Verarbeitung gepumpt wird. Die Operationen umfassen zwei zentrale Verarbeitungsanlagen zur Behandlung und Mischung von Bitumen sowie eine Verdünnungsrückgewinnungseinheit. Zum 31. Dezember 2023 hielt das Unternehmen etwa 684.000 Netto-Hektar Land in der Athabasca-Region im Nordosten von Alberta.
Surmont
Die Surmont-Ölsand-Leases befinden sich südlich von Fort McMurray, Alberta. Surmont ist ein 100-prozentiges Working-Interest-Vermögen, das eine nachhaltige, langfristige Produktion bietet. Das Unternehmen konzentriert sich darauf, die Anlagen voll auszulasten, die Kosten strukturell zu senken, die GHG-Intensität zu reduzieren und die Leistung des Vermögens zu optimieren.
Im Oktober 2023 schloss das Unternehmen den Erwerb des verbleibenden 50-prozentigen Working Interests an Surmont von TotalEnergies EP Canada Ltd. ab. Die erste Produktion auf Pad 267 wurde im Dezember erreicht. Das Unternehmen erwartet die erste Produktion im Jahr 2025 auf seinem nächsten Pad, Pad 104.
Montney
Das Montney ist ein unkonventionelles Spiel in Nordost-Britisch-Kolumbien. Zum 31. Dezember 2023 hielt das Unternehmen etwa 297.000 Netto-Hektar Land im Montney.
Im Jahr 2023 setzte das Unternehmen die Entwicklung des Vermögens mit der nächsten Serie von Pads fort. Die zweite Phase der zentralen Verarbeitungsanlage des Unternehmens wurde im dritten Quartal erfolgreich gestartet.
Europa, Naher Osten und Nordafrika
Das Segment Europa, Naher Osten und Nordafrika umfasst hauptsächlich Operationen in der norwegischen Nordsee, der norwegischen See, Katar, Libyen sowie kommerzielle und Terminalbetriebe im Vereinigten Königreich (UK). Im Jahr 2023 trugen die Operationen in Europa, Naher Osten und Nordafrika neun Prozent zur konsolidierten Flüssigproduktion des Unternehmens und 16 Prozent zur konsolidierten Erdgasproduktion bei.
Greater Ekofisk Area
Das Greater Ekofisk Area befindet sich vor Stavanger, Norwegen, in der Nordsee und besteht aus fünf produzierenden Feldern. Rohöl wird zu seinem betriebenen Terminal in Teesside, UK, exportiert, und das Erdgas wird nach Emden, Deutschland, exportiert. Die Tommeliten A-Entwicklung, ein neues Unterwasser-Rückführsystem zum Ekofisk, erreichte 2023 die erste Produktion, und die Eldfisk North-Unterwasserentwicklung wird mit der ersten Produktion im Jahr 2024 verbunden.
Heidrun Field
Das Heidrun Field befindet sich in der norwegischen See. Das produzierte Rohöl wird in einer schwimmenden Speichereinheit gelagert und über Shuttle-Tanker exportiert. Der größte Teil des Gases wird über Gasverarbeitungsanlagen in Norwegen nach Europa transportiert, wobei ein Teil bei Bedarf zur Druckunterstützung wieder eingespritzt wird. Ein Teil des Gases wird auch zur Verwendung als Rohstoff in einer Methanolanlage in Norwegen transportiert, an der das Unternehmen einen 18-prozentigen Anteil hat.
Aasta Hansteen Field
Das Aasta Hansteen Field befindet sich in der norwegischen See. Das produzierte Kondensat wird auf Shuttle-Tanker geladen und zum Markt transportiert. Das Gas wird über die Polarled-Gaspipeline zur landgestützten Nyhamna-Verarbeitungsanlage für die endgültige Verarbeitung vor dem Export zum Markt transportiert.
Troll Field
Das Troll Field liegt im nördlichen Teil der Nordsee und besteht aus den Plattformen Troll A, B und C. Das Erdgas von Troll A wird nach Kollsnes, Norwegen, transportiert. Das Rohöl von den schwimmenden Plattformen Troll B und Troll C wird nach Mongstad, Norwegen, zur Lagerung und zum Export transportiert.
Visund Field
Das Visund Field befindet sich im nördlichen Teil der Nordsee und besteht aus einer schwimmenden Bohr-, Produktions- und Verarbeitungseinheit sowie Unterwasserinstallationen. Das Rohöl wird über eine Pipeline zu einem nahegelegenen Feld eines Drittanbieters zur Lagerung und zum Export über Tanker transportiert. Das Erdgas wird über das Gassled-Transportsystem zu den Gasverarbeitungsanlagen in Kollsnes und Kårstø transportiert.
Alvheim Field
Das Alvheim Field befindet sich im nördlichen Teil der Nordsee und besteht aus einem FPSO-Schiff und Unterwasserinstallationen. Das produzierte Rohöl wird über Shuttle-Tanker exportiert, und das Erdgas wird über das Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) Terminal in St. Fergus, UK, zur SAGE-Pipeline transportiert. Das Kobra East and Gekko (KEG)-Projekt, ein neues Unterwasser-Rückführsystem zur Alvheim FPSO, erreichte 2023 die erste Produktion.
Andere Felder
Das Unternehmen hat auch unterschiedliche Beteiligungen an drei anderen produzierenden Feldern in der norwegischen Nordsee. Im Jahr 2023 erreichte das partnerbetriebene Breidablikk-Projekt die erste Produktion.
Erkundung
Im Jahr 2023 beteiligte sich das Unternehmen an der partnerbetriebenen Ve-Erkundungsbohrung auf PL919 in der Nordsee. Das Unternehmen erhielt außerdem zwei neue Erkundungslizenzen, PL1146B und PL036G in der Nordsee, und tauschte in zwei Lizenzen, PL886 und PL886B in der norwegischen See. Im dritten Quartal 2023 buchte das Unternehmen die Investition in das suspendierte Warka-Entdeckungsbohrloch auf der Lizenz PL1009 in der norwegischen See, das 2020 gebohrt wurde, als Trockenlochkosten. Im Jahr 2024 plant das Unternehmen, das zweite Bewertungsbohrloch in der 2020 entdeckten Slagugle in der norwegischen See zu bohren und an einer partnerbetriebenen Erkundungsbohrung im Alvheim Deep-Prospekt teilzunehmen.
Transport
Das Unternehmen hält einen 35,1-prozentigen Anteil am Norpipe Oil Pipeline System, einer 220-Meilen-Pipeline, die Rohöl von Ekofisk zu einer Rohölstabilisierungs- und NGL-Verarbeitungsanlage in Teesside, UK, transportiert.
Einrichtungen
Das Unternehmen betreibt und hält einen 40,25-prozentigen Beteiligungsanteil an einer Rohölstabilisierungs- und NGL-Verarbeitungsanlage in Teesside, UK, zur Unterstützung seiner Norwegen-Operationen.
QatarEnergy LNG N(3) (N3) ist eine integrierte Entwicklung, die gemeinsam von QatarEnergy (68,5 Prozent), ConocoPhillips (30 Prozent) und Mitsui & Co., Ltd. (1,5 Prozent) gehalten wird. N3 besteht aus Upstream-Naturgasproduktionsanlagen, die über eine Lebensdauer von 25 Jahren etwa 1,4 Bruttobillionen Kubikfuß pro Tag an Naturgas aus Qatars North Field produzieren, sowie einer 7,8 Millionen Bruttotonnen pro Jahr LNG-Anlage. Das LNG wird in gecharterten Flüssigerdgas-Tankern verschifft und weltweit verkauft.
N3 führte die Entwicklung der Onshore- und Offshore-Anlagen als eine einzige integri
