El shale oil se recupera.
Acaban de salir los datos de la producción real en USA en el mes de Noviembre 2021 (llevan un par de mese de retraso) y sorprende la recuperación de la producción en el Pérmico y Bakken (cerca de 150.000 b/d en un solo mes). Extrapolado daría un vertiginosos aumento de 1,800.000 b/d, por lo que es pronto para ver una recuperación sostenida. También el Golfo de México sigue incrementando la producción después de la temporada de huracanes y casi está en máximos.
Tanto Dakota del Norte como Texas y Nuevo México encabezan el aumento visto en Noviembre que rompe con la tendencia de suave incremento que veníamos viendo.
https://www.eia.gov/petroleum/production/pdf/table1.pdf
[Pido disculpas por el contenido un poco técnico que viene a continuación.]
Una de las razones que han empujado estas cifras es el avance en la terminación de los pozos DUC (perforados pero no terminados). Al ser menos costoso, porque ya se ha ejecutado el 40% de la operación, las empresas permiten aumentar la producción a un menor coste. El saldo de los pozos DUC activos, se ha reducido a mínimos históricos. A partir de ahora, deberán invertir en nuevos pozos completos para seguir con el incremento de producción.
DUC´s activos por cuenca hasta Septiembre de 2021. El grueso está en el Pérmico.
Los pozos "muertos" se consideran aquellos que llevan más de dos o tres años inactivos ( y no se contabilizan como pozos activos, porque seguramente nunca serán terminados, aproximadamente unos 2.000 pozos, como muestra el gráfico de abajo).
Otra razón que también influye es el incremento en la longitud de los laterales horizontales, que incrementa la productividad por pozo, aunque reduce el inventario de nuevas ubicaciones en zonas de alto nivel.
Se espera que el metraje lateral total completado de los pozos en el Pérmico alcance un récord de 50 millones de pies en 2022, superando el total de 45,8 millones de pies de 2021 y superando los niveles anteriores a Covid-19 de 47,5 millones de pies vistos en 2019. En 2020 , el metraje lateral total en la cuenca se redujo debido a la pandemia y la actividad reducida, registrando solo 32,5 millones de pies en 2020.
Los operadores solo comenzaron a usar pozos ultralargos, de hasta tres millas de longitud, en el Pérmico en 2014, pero su popularidad creció rápidamente. Su participación de mercado se ha disparado en los últimos años, representando solo el 4 % de las terminaciones en 2017 frente al 18 % en 2021. Sin embargo, si se considera el metraje lateral total completado en 2021, estos pozos representaron hasta el 23 % de las terminaciones.
La longitud promedio de los pozos horizontales en el Pérmico aumentó a 9,300 pies en 2021, frente a los 9,000 pies en 2020, en contra de la tendencia general de las longitudes promedio de los pozos de esquisto de EE. UU., que se mantuvieron relativamente estancados. Este aumento indica una tendencia creciente entre los operadores a preferir pozos más largos con miras a una mayor productividad.
“El Pérmico ahora está entrando en una era lateral de tres millas. Estos pozos largos se consideraban inferiores por sus altos costos de descubrimiento y desarrollo en algunas zonas más profundas hace solo unos años, pero los equipos modernos y los métodos de terminación permiten que los pozos de alcance extendido se extiendan por toda la cuenca”, dice Artem Abramov, jefe de investigación de esquisto. en Rystad Energy.
Como se puede ver en el gráfico standard para la producción de petróleo en los próximos 20 años, estamos en una especie de meseta ondulante hasta 2025, con una leve tendencia a la baja (una pequeña reducción de unos dos millones de b/d hasta 2025 si miramos la línea azul). Los puntos rojos son la producción real de petróleo, con los fuertes altibajos producto del coronavirus y los cierres de producción. Ahora, en 2022 estaríamos acercándonos de nuevo a la línea azul. Recordar que el gráfico refleja solo petróleo, sin LGN, ni biocombustibles o ganancias de refinerías.
La oferta es la que es y no podrá crecer apenas, lo preocupante es el incremento en la demanda como consecuencia del final de las restricciones por Omicron.
Saludos.
PD. Esta entrada en peak oil barrel (aconsejo su lectura, porque es excelente), nos informa que se ha revisado al alza el mes de Octubre en Texas y Nuevo México, por lo que el incremento de Noviembre, ya no es algo puntual. De momento habrá que vigilar la terminación de lo DUC´s, para ver que sucede a continuación. SE aprecia un descenso en el número de DUC´s terminados, aunque se mantiene el número total de pozos terminados (se incrementa el número de pozos comenzados y terminados, para compensar los DUC´s reducidos).
También comenta que están empezando a perforar en Bakken, áreas de nivel 2-3, alargando los laterales para compensar la menor productividad. Como siempre, el precio del petróleo manda.
https://peakoilbarrel.com/november-us-oil-production-surprises/#more-35150
Parece que ya hemos entrado en la última frontera. La subida de los precios del petróleo empuja la extracción de zonas poco rentables, en el proceso de llegar a sacar, hasta la última gota de petróleo que geológicamente sea posible. Una vez más, ganamos tiempo extrayendo reservas conocidas, pero solo alargamos la agonía, mientras transitamos en esa meseta ondulante en máximos de producción.
Lo malo será cuando no encontremos nada detrás y eso explica el abrupto descenso en la producción esperado a partir de 2030.
Si, ahora estamos en el cenit de la civilización o lo que es lo mismo, en el mejor momento de la humanidad. Pero si no conseguimos racionalizar la demanda de recursos (y esperando 4.000 millones de personas para mejorar su nivel de vida, es muy complicado), el agotamiento de casi todos los recursos esenciales, nos aboca a un descenso muy rápido, un colapso civilizatorio en ciernes.
PD2.
Uno de los gráficos más importantes que explica la tendencia futura en el shale oil.
Se trata de dos curvas (en verde pozos completados, en rojo pozos perforados), que nos informan sobre los pozos completados en las cuencas del shale oil (verde). Aquí se incluyen tanto los nuevos pozos, como las terminaciones procedentes de los DUC´s. En rojo, son los pozos perforados (se entiende sin DUC´s).
Que desde Julio de 2020, el verde sea superior al rojo, indica que durante más de un año, las empresas del shale oil, han tirado de los inventarios de DUC´s para ahorrar costes. La aproximación de la línea roja a la verde, indica la reducción de las terminaciones de los DUC´s por agotamiento de inventario.
La tendencia de la línea verde al estancamiento, señala la posibilidad de que cuando los DUC´s terminen, la finalización de pozos probablemente se estanque e incluso descienda.
De momento, esos 744 pozos terminados, permiten añadir nueva producción, porque el decline de los pozos es inferior a la suma de las nuevas terminaciones. Pero a medida que la producción aumenta, el decline es mayor, por lo que o empiezan a perforar más, o la producción alcanzará un límite y luego descenderá. Esta es la razón por la que es tan difícil superar nuevos máximos históricos de producción , a pesar del elevado precio del petróleo.
No cabe duda que si el petróleo (en Verano o Invierno) supera los 100-120$ el barril, todas las zonas de segundo nivel será perforadas, hasta el agotamiento, pero a cambio la economía mundial sufrirá la presión de la inflación. Y solo servirá para retrasar unos años, el desplome en la producción de petróleo, como muestra la gráfica del acantilado Séneca. Además es otra muestra de que los precios baratos del petróleo están detrás de nosotros, hasta que un crash no reduzca con fuerza el consumo.
Y mientras tratan de recuperar la producción de shale oil, el problema de los inventarios se acumula. Menos mal que la primavera nos dará un respiro en la demanda.
La explotación de los duc's me recuerda la explotación de Ghawar, dos tipos de explotación a la desesperada para no notar el declive y mantener los balances, a cambio veo riesgo de que cuando caigan lo hagan a plomo.
ResponderEliminarSi, es evidente que están apurando el fondo del barril.
EliminarLos costes se han disparado y tratan de reducir gastos. Los puntos dulces también escasean y han preferido sacar lo que ya tenían por las dos razones. En realidad, solo el Pérmico puede aguantar el tirón, pero hay que vigilar ese incremento de Bakken, por si es una anomalía estadística o una nueva zona productora.
Siguen aumentando la longitud de los laterales, incrementando la gasificación de la zona (disminuye la presión y sale más gas que petróleo) mejorando la producción hoy, a costa de disminuir los retornos mañana. Pero creo que hay que decirlo todo, tanto si mejoran como si emporan, no todo son noticias negativas, aunque pueda empeorar mañana.
Saludos.
Mira Karlo, este comentario en peak oil barrel.
EliminarO eres tú, o todos pensamos lo mismo.
"JEAN-FRANÇOIS FLEURY
IGNORADO
01/02/2022 a las 3:56
Pero como es de nivel 2 y nivel 3, si no me equivoco, hay menos petróleo para extraer y estas áreas se van a agotar más rápidamente que el área de desgarro 1, especialmente si la tasa de extracción es más importante con la reinyección de campo de gas y el uso de compresores de alta presión: ? En otros términos, están haciendo lo que han hecho los saudíes: mantienen la tasa de extracción y, al hacerlo, aceleran la tasa de agotamiento: ?"
Saludos.
Para aquellos que leyeran el post ayer, he ampliado notablemente las explicaciones, con la introducción de la información facilitada por OVI, en el sitio de peak oil barrel.
ResponderEliminarMe ha parecido una entrada muy interesante, que recomiendo leer.
Saludos.