Med olieprisintervallet, der er bundet mellem $ 40 og $ 60 pr. Tønde for den bedste del af 2015, spekulerer mange industrieksperter om, hvorvidt æra med dybt vand og kunstforskning kunne være forbi. Estimaterne varierer, men den generelle opfattelse fra Rystad Energy er, at de arktiske produktionsomkostninger gennemsnitligt ligger omkring 75 dollar pr. Tønde og ultra-dybt vand, som f.eks. Offshore Brasilien, er omkring 65 dollar pr. Tønde. For at disse kan være bæredygtige produktionszoner i fremtiden, er omkostningsreduktion afgørende.

Nogle analytikere hævder, at omkostningsdeflationen vil blive mest udtalt på næste generation af grønne feltprojekter, fordi omkostningerne for det meste låses ind for projekter, der blev iværksat før nedgangen i olieprisen. For dette er sandt; dog bryde selv oliepriserne vil skulle deflate fra cirka $ 80 / bbl til $ 50 / bbl. Disse lavere priser kunne komme fra besparelser på områder som lavere rige satser, reducerede driftsomkostninger, nedsatte råvarer og lønnedskæringer. Andre føler, at det kan være bedst at lukke i produktion og vente på højere priser. (For mere, se Skal amerikanske producenter lukke ned, mens olie er ude af pengene? )

Schlumberger, et olieselskabsfirma, mener, at dybhavs og ultra-dybt vand vil være nødvendigt for at erstatte udtømmende aktiver i de kommende år. Men den nærmeste fremtid for branchen ser ikke godt ud. Handelsorganisationen Oil & Gas UK vurderer, at 65.000 job-15% af branchens arbejdsstyrke er gået tabt siden begyndelsen af ​​2014, da virksomhederne slår ned udgifter og annullerer projekter på grund af olieprisdykningen.

Russisk arktisk

På trods af nedsættelsen af ​​oliepriserne gør nogle lande fremskridt i arktisk olieudforskning. Ifølge Barents Observer, er Ruslands eneste olierør rig i Arktis, Prirazlomnaya-platformen, der drives af Gazprom Neft, produceret over fire millioner tønder råolie siden starten af ​​produktionen i december 2013 til juli 2015. Ifølge Moscow Times, Dette produktionsniveau er værd omkring 215 millioner dollars i nutidens oliepriser. I mellemtiden har Gazprom Neft, olieselskabet i Gazprom, afsluttet installationen af ​​hovedterminalfaciliteten ved sin Novy Port-projekt i Ob Bay. Den nye terminal facilitet, som nu er installeret i farvande ud for Yamal kysten, vil have kapacitet til årlig håndtering af 8. 5 millioner tons olie, ifølge en pressemeddelelse Gazprom Neft.

Sanktioner

Indehaveren af ​​omkring 58% af hele regionens kulbrinte ressourcer, Rusland har flere bemærkelsesværdige projekter i rørledningen, ifølge olieprisen. com. Disse projekter kunne blive truet af USA's og EU's sanktioner over olieudstyr og rådgivning, der blev indført i september 2014 efter konflikten i Ukraine.Dette udstyr og råd er afgørende for at øge produktionen.

Rusland er ikke det eneste sted, hvor arktisk udforskning kan sænke. Ifølge OilPrice. com, har den arktiske råproduktion i Alaska skredet mærkbart og vil fortsætte med at falde gennem 2040. Royal Dutch Shell sagde i pressemeddelelsen, at den offentliggjorde resultatet for tredje kvartal 2015, at "på grund af det høje omkostninger og udfordrende og uforudsigelige lovgivningsmæssige rammer har vi besluttet at ophøre med yderligere efterforskningsaktivitet offshore i Alaska i overskuelig fremtid. "Derudover synes aktiviteter i Canadas Beaufort-hav døde i vandet, og år med sonderende boring i Grønland har ikke givet et enkelt udviklingsprojekt.

Nordsøen

Andre områder som udforskning af dybhavsopdræt i Nordsøen er også i fare på grund af lave oliepriser. I henhold til Independent , en britisk avis, tager de lave oliepriser en tung told på udforskere fra Nordsøen. Papiret rapporterer, at to olieproducenter er tæt på at gå i gang, og fremtiden for en tredjedel er i tvivl, da den lave pris på råolie begynder at tage sin vejafgift. PA Resources, en udforsker fokuseret på Nordsøen, meddelte, at den ville afvikle sine aktiver og afskrive sine aktier efter en mislykket søgning efter finansiering. Et andet selskab, Iona Energy, med base i Aberdeen, sagde, at det sandsynligvis ville starte insolvensprocedurer, fordi det ikke har været i stand til at finde udenlandske investorer. (Se mere om 7 Olievirksomheder nær konkurs. )

Offshore Brasilien

Projekter med dybhavsolie har betydeligt højere initialinvesteringer og længere planlægningscykler i forhold til andre olieaktiviteter på land. Eksempelvis er kontraktenes levetid til dybhavstjenester typisk omkring otte år, og dybvandsbrønde kan koste så meget som $ 300 millioner hver, ifølge Nasdaq. com. Dette er et stort udgiftsforpligtelse og kræver en høj oliepris, der giver producenterne den tillid, de har brug for at investere. I øjeblikket siger investorer væk, som det fremgår af de fattige, der blev vist i Brasiliens olietilladelsesrunde i oktober. Ifølge en markedrealistisk rapport kunne Brasilien kun sælge 37 af de 266 landbaserede og offshore-blokke, den tilbød den 7. oktober 2015. Der var kun én budgiver QGEP Participacoes SA til offshore-områder. Dette var den værste valgdeltagelse i mere end et årti.

Bundlinjen

Mange af de store olieproducenter skyndte sig i dybt vand og Artic-produktion, da oliepriserne var høje, fordi de troede, at de var de sidste områder, hvor der kunne findes store olieaflejringer. Men med produktionsomkostningerne stadig høj, har virksomheder som Shell andre tanker. Disse spil kan igen være populære, men kun hvis oliepriserne går op, eller om omkostningerne kommer ned. Med lidt udsigter i horisonten for at oliepriserne stiger og forbliver på investeringsniveauer, ser det ud til, at det eneste alternativ er for virksomheder at arbejde for at bringe produktionsomkostningerne ned. Men med olieforsyninger, der stadig er rigelige, ser det ikke ud til at være nogen skynd at gøre det heller.Så se, at arktisk udforskning forbliver på is i øjeblikket.