Colapso en la producción de shale oil a partir de 2023.
Cuando utilizo la palabra colapso, no me refiero a una suave caída durante 20 años, sino al hundimiento de la producción hasta niveles ínfimos en los próximos diez años.
Para explicar estas estimaciones (cuidado, todo lo referido al futuro no puede ser considerado mas que como un pronóstico, con más o menos argumentos para justificar el forecast), utilizo las curvas de producción actuales que facilita OVI en el sitio peakoilbarrel, las extensiones a futuro de estas curvas que proporciona George Kaplan, también en peakoilbarrel y la situación actual de los DUC´s como justificación de parte del agotamiento de los pozos, así como la tendencia a la gasificación de los pozos del Pérmico y la caída de la productividad en cada pie perforado.
Comencemos por la producción actual por cuencas, contando solo las principales.
https://peakoilbarrel.com/us-april-oil-production-flat/#more-31846
El informe de productividad DPR facilita este gráfico total.
El informe DPR incluye también producción convencional. Luego pongo el gráfico con producción solo de shale oil.
Pico en Noviembre de 2019 y después de más de un año de la pandemia, estamos lejos del pico, con tendencia a la estabilización. Ahora veremos cuenca por cuenca, para ver las curvas individuales y su tendencia prevista.
PÉRMICO.
la única cuenca con tendencia alcista y responsable de que el hundimiento no comience antes.
En Bakken, pareció que se resistía al descenso, pero tras la pandemia, la caída también esclara y acelerando.
El gráfico solo con shale oil.
El informe LTO de Junio nos da este gráfico, con estabilidad en la producción de shale a lo largo del último año, a pesar de las subidas de petróleo hasta los 75$.
A partir de estos datos, George Kaplan, uno de los mejores analistas de petróleo, nos presenta estas estimaciones de shale oil para los próximos años, incluyendo el cálculo de la producción acumulada de petróleo. Procedente de los comentarios del peakoilbarrel.
Copio los comentarios completos.
Es conveniente mirar que todas las cuencas están en declive, excepto Pérmico, que comienza en 2024. llama la atención el desplome en solo pocos años de casi todas las cuencas. La suma total nos dice que en 2023, el colapso rápido es inevitable y en 2025-2026, todas las cuencas menos el Pérmico están en producción bajísima comparado con 2019-2020. La caída en pocos años es escalofriante.
Es curioso que los gráficos, tomando el total de petróleo producido en 2030, coinciden plenamente con las declaraciones de MBS, príncipe heredero de Arabia Saudí, respecto de la producción de shale oil americano, en 2030.
https://futurocienciaficcionymatrix.blogspot.com/2021/04/la-produccion-de-petroleo-del-reino.html
En la entrevista de Youtube, ver a partir del minuto 21, donde MBS habla de la producción esperada en 2030 de USA, China y Rusia.
He ajustado las curvas de Verhulst a la producción para cada una de las cuencas LTO en los datos de la EIA, como se muestra a continuación (disculpa a OVI por ocupar una parte del hilo de comentarios, pero este parece el lugar más apropiado para colocarlos). Usé tres curvas en cada caso, aunque una o dos hubieran sido adecuadas en la mayoría de los casos. La recuperación a corto plazo de los impactos de Covid tendrá ingresos, pero tal vez no mucho para la mayoría, ya que todas las producciones pueden haber alcanzado su punto máximo antes de la pandemia. Los campos del Pérmico son los que tienen más probabilidades de cambiar, pero estas estimaciones serán una base para ver qué tan grande es el efecto. Como esperaba la mayoría, las recuperaciones finales están muy por debajo de las cifras optimistas iniciales.
Tiza de Austin
Bakken
Bonespring
Eagle Ford
Niobara
Otro LTO
Spraberry
Wolfcamp
En los últimos meses se puede apreciar que las compañías han priorizado la perforación de los DUC´s (pozos previamente perforados pero no completados, al faltar el frack en cada pozo). La razón puede ser doble, por un lado, ahorrar costes, al tener que solo completar los pozos con el frackeo de cada pozo y otra razón, es el agotamiento de los pozos dulces (más productivos). Si los nuevos pozos son menos productivos, siempre es mejor extraer el oil, de los pozos que fueron perforados en zonas dulces hace tiempo. La fuerte caída en el conteo de DUC´s, nos puede advertir que esta etapa está finalizando y los DUC´s que quedan son bastante viejo y posiblemente nunca serán completados (en su momento vieron que la producción era baja y desestimaron terminarlos). En los próximos meses veremos hasta donde llega la reducción de DUC´s.
Otro informe complementario.
Otro de los problemas es que la excesiva perforación, ha debilitado el corazón de las cuencas hasta el punto que reduce la presión de la zona, de forma que cada nuevo pozo perforado hoy, ya nace con una presión inferior a los antiguos y por lo tanto con una productividad menor, algo que ya se estaba observando a finales de 2019 y se ha acentuado en 2021.
Como consecuencia de esa menor presión, el ratio gas/petróleo ha crecido y los pozos son más gaseosos.
Una explicación detallada de como afecta el incremento del ratio Gas/oil está en este artículo.
Y como los gráficos tienen una mejor visualización del problema, pongo un ejemplo de punto-burbuja..
Para más explicaciones, del resto de los puntos dulces o pozos padre-hijo.
https://futurocienciaficcionymatrix.blogspot.com/2021/03/el-peak-oil-del-fracking.html
Recordar que todo esto no son mas que estimaciones. Necesitaremos tiempo para ver si son correctas o bien las previsiones de la EIA americana, con una producción mucho mayor, son las buenas.
Saludos.
Hola, lo que más miedo me da es que esté a 70$ con una producción diaria tan baja
ResponderEliminarUna cosa es el precio del barril de petróleo y otra lo que pagamos en el surtidor. Recordar los impuestos que pagamos que superan el 50% del precio de la gasolina o diésel. Estos impuestos hacen que una subida por encima de los 100$, deje a mucha gente con un precio en surtidor imposible de pagar.
EliminarSaludos.
Lo que quería decir es que no es lo mismo 70$ con una producción/consumo de 9,2 que con 7,8, es muy indicativo de las tensiones.
EliminarEste comentario ha sido eliminado por el autor.
ResponderEliminarÚltimo gráfico con el total de producción de shale
Eliminarhttps://peakoilbarrel.com/wp-content/uploads/2021/07/720404-1.jpg
Gracias marc.
EliminarTambién añado las explicaciones de George Kaplan acerca de como ha obtenido las curvas.
La fuente de datos es la producción de EIA: no sé cuál de los diferentes conjuntos de datos utilizan, solo le da producción a May para LTO en cada una de esas cuencas. Los ajustes dan alrededor de 13 Gb restantes para los tres campos Pérmicos, las cifras de 2019 para EIA dieron 17,5, y espero alrededor de 15-16 cuando salgan las cifras de 2020. No hay descubrimientos de nidos en los campos LTO: no se están perforando pozos de extensión o de gato salvaje, por lo que las reservas restantes simplemente cambian debido a una tendencia general a la baja debido a la sobreestimación inicial de las reservas técnicamente recuperables que volverán a aumentar, pero no necesariamente a las nubes de 2019.
Para las otras cuencas, las proporciones de las reservas restantes de los ajustes de la curva en comparación con los números de EIA son mucho más bajas, pero los ajustes deberían ser mejores ya que la producción de esas cuencas está mucho más allá de sus picos, lo que da una idea mucho mejor de la trayectoria de declive esperada (por ejemplo, EF alcanzó su punto máximo en 2015, Bakken 2019, Niobara 2019, Austin Chalk - ¿es eso Woodford? - 2018/2019). Las razones son EF) 0,7 frente a 5,5, Bakken 1,5 frente a 6, Niobara 0,4 frente a 1,5, otras 0,6 frente a 4.
Recordar que la curva es un modelado, normalmente existen subidas y bajadas en forma de línea quebrada en lugar de una curva perfecta. Por ejemplo, para 2021 espero una leve subida en el segundo semestre y una mayor aceleración a partir de 2023.
Saludos.