La "supernova" del shale oil.

 Llevamos unas semanas con profusión de artículos alabando la productividad del shale oil americano. El incremento en la producción total de petróleo de EE.UU. ha "inundado" los mercados, tanto en forma de petróleo como de noticias, advirtiendo sobre el ocaso del dominio de la Opep y la reciente abundancia de petróleo en todo el mundo.

Una muestra.

https://www.eleconomista.es/mercados-cotizaciones/noticias/12583771/12/23/la-marea-de-petroleo-de-eeuu-guyana-y-brasil-desborda-a-una-opep-incapaz-de-controlar-los-precios-segun-la-aie.html

"La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha confirmado en su informe mensual lo que lleva presenciando durante semanas en los mercados de petróleo. El mercado de crudo se está enfrentando a una repentina sobreoferta de petróleo, resultado de una producción récord de crudo en el último trimestre de este año, junto a una caída inesperada de la demanda. La AIE asegura que la demanda petróleo en los últimos meses de este año se ha revisado a la baja en casi 400.000 barriles diarios. Esta combinación ha sido fatal para el precio del crudo, que ha caído más de un 24% desde finales de septiembre, dejando el barril de Brent por debajo de los 75 dólares, mínimos desde el pasado verano."

  Como se puede apreciar en el gráfico, el exceso de oferta desde el 2T de 2023, en realidad es defecto, con fuerte reducción de inventarios en el 3T 2023 y previsible reducción en 4T 2023 y 1T 2024. La línea azul de la oferta, incluso disminuye en el 1T 2024.

El almacenamiento flotante (inventario en el mar) se encuentra en mínimos.

https://twitter.com/aeberman12/status/1735431720793751724

Bueno, dejemos a los medios que difundan las noticias falsas (encima tienen la desfachatez de incluir un  gráfico que demuestra la incorrección del texto que le acompaña) y pasemos a analizar cuanto hay de cierto en la bonanza del shale oil (y sobre todo, si es sostenible en el tiempo).

La producción norteamericana de petróleo está en máximos históricos (13,236 millones de b/d). En este gráfico de OVI (extraordinario trabajo el suyo) en peak oil barrel, vemos la producción actual, más la estimación de la EIA a través de su proyección en el STEO mensual.

    

Una primera aproximación sobre la tendencia se puede ver en este post (donde sugiero que en 2025 comienza el fuerte declive de la producción de shale oil).

https://futurocienciaficcionymatrix.blogspot.com/2023/12/se-puede-anunciar-oficialmente-la.html

Ahora, aprovechando un excelente trabajo de la sociedad Raymond James, comentaré algo sobre la cuenca de Midland en el corazón del Pérmico. Es conocido que el agotamiento de los puntos dulces en Eagle Ford y Bakken está muy avanzado y por ello, solo queda por certificar el colapso del Pérmico para constatar el "inesperado" hundimiento de la producción de shale oil USA.

Recomiendo su lectura completa.

 https://raymondjames.bluematrix.com/links2/doc/html/fea2b024-3e42-48e4-b347-7e1ebdb7f4a5?id=Umljay5NaWNoYWVsc0ByYXltb25kamFtZXMuY2E6NDo=

El resumen inicial es muy claro.

En el informe profundo de hoy, intentamos responder esos dos temas importantes dentro de la Cuenca Midland: 1) ¿Cuánta superficie cultivada queda dentro de la Cuenca Midland y 2) ¿Cuáles son las tendencias de productividad de los pozos en la cuenca? Analizamos en profundidad ambos temas, tanto desde un aspecto de toda la cuenca como operador por operador.

Principales conclusiones

• En toda la cuenca, Midland contiene aproximadamente 7,2 años de inventario principal restante
• Las empresas públicas de exploración y producción (en promedio) tienen 8,6 años de inventario principal restante, mientras que las privadas poseen 5,7 años.
• PXD y Endeavour (privado) poseen la pista de inventario central más larga de Midland Basin, mientras que HPK y Birch (privado) tienen la menor.

quark - Digamos que empresas públicas son las cotizadas en bolsa y privadas, las no cotizadas.

Si bien el inventario de puntos dulces tiene un promedio de 7 años, no todas las empresas tienen el mismo nivel.

  

Vamos a lo importante.

Descenso de la productividad por pie lateral. 

Caída del 13% de 2021 a 2022. Aumento de la longitud lateral del 4,5% en 2022.

El descenso total por pozo es inferior, un 6% entre 2021 y 2022 (IP90). En volumen a los seis meses todavía es menor el descenso, un 2%. 

Pero, lo verdaderamente importante viene ahora.

La recuperación final por pozo estimada, no lleva un año cayendo, lleva dos años.

Es decir, en 2020 se alcanzó el máximo de recuperación de petróleo por pozo. 303.000 barriles de promedio se recuperaban a los cinco años de producción. En 2021, se bajó a 296.000 barriles y los pozos de 2022, solo recuperaran 288.000 barriles a los cinco años.

Esta tendencia antes era alcista hasta 2020 (longitudes laterales más largas, mayor cantidad de apuntalante, habían conseguido incrementar la recuperación total), pero desde entonces ha comenzado una carrera a la baja. El inicio del declive irreversible queda marcado con este dato. 

Podemos suponer que los laterales más largos consiguen una producción inicial más alta, con un desempeño posterior inferior a largo plazo. Pero si incluso la producción inicial IP60 ya es más baja, estamos ante el principio del fin del shale oil. Ya no quedan más conejos en la chistera del mago... 

Pueden "engañar" aumentando la producción total, utilizando más perforación en el número total de pozos, pero solo sirve para agotar muy rápido el inventario pendiente. Estamos en el país de la "Reina Roja" y cuando la velocidad de perforación disminuya ...  

Bien, ya tenemos una primera idea de la situación.

Inventario dulce solo siete años y tendencia clara a la caída en la recuperación total. El resultado de combinar ambos resultados es un esperado descenso en la producción de shale oil, con rápido decremento en la producción, La única forma de reducir este decrecimiento es aumentar el número de pozos perforados y completados, pero como no hay milagros, si incrementamos el número de pozos completados, el inventario de pozos se reduce en la misma proporción.

Y todavía peor.

Un factor no considerado es el funcionamiento del punto burbuja. 

Cuando se perforan estos pozos de roca madre, sale una solución líquida que contiene una emulsión de petróleo, gas y LGN. A medida que esta solución emerge, se reduce la presión (primero muy deprisa y luego más despacio, siguiendo una curva exponencial conocida) y llega un punto, donde el gas se libera de la solución y se separa. Como el gas es más volátil, sale mucho más rápido a la superficie y la mezcla pierde presión con mucha rapidez. El resultado es que el gas sale y el petróleo se queda bajo la superficie, observándose en las curvas de producción, un fenómeno espectacular donde la producción de gas se dispara, mientras la producción de petróleo se hunde. Este es el punto burbuja.

https://www.linkedin.com/pulse/bubble-point-death-pxd-oil-mix-challenge-final-word-scott-lapierre

     La expectativa antes de producirse el punto burbuja era la curva larga y lo que ocurre tras el punto burbuja es la curva corta. La diferencia es abismal a lo largo de toda la vida del pozo.

Nunca se sabe cuando se producirá el punto burbuja en cada pozo, pero tiene relación directa con la presión.

Traigo este comentario, porque la cuenca Pérmica (lo mismo que las otras) está perdiendo presión levemente, lo que se traduce en un incremento de los GOR (ratio Gas/Oil) observados.

La lenta pérdida de presión adelantará la consecución de los puntos burbuja en cada pozo individual, de tal forma que el EUR (recuperación total de petróleo esperada) se reducirá a medida que los puntos burbuja se adelanten en el tiempo y empiecen a producirse con más y más rapidez. 

Por lo tanto, tenemos un descenso en los EUR observados en 2021-2022, una reducción de los IP60 de 2022 y una posible explosión de puntos burbuja por sobreperforación de la cuenca.

El shale oil presenta el aspecto de una "supernova".

https://es.wikipedia.org/wiki/Supernova

"Este evento astronómico ocurre durante las últimas etapas evolutivas de una estrella masiva o cuando una enana blanca se desencadena en una fusión nuclear descontrolada. El objeto original, llamado progenitor, se colapsa en una estrella de neutrones o un agujero negro, o se destruye por completo."

Estamos viendo la mayor producción de petróleo de la historia, pero no deja de ser el fulgor asociado al momento cumbre de la supernova. Lo que viene detrás es el colapso fulgurante en solo unos pocos años, siguiendo un gráfico parecido a este.

Estamos en el pico más alto y lo que viene es la línea verde punteada.

 Ya tenemos muchos datos actualizados para saber que las características del shale oil hacen de su producción un evento supernova. El rápido decline de la producción en un año (60-70%) hace que en cuanto se deje de perforar (por agotamiento de los puntos dulces) las zonas más productivas, el hundimiento en la producción sea inevitable.

Siempre iba a ser así, y nos toca disfrutar del brillo espectacular de la producción máxima. 

Saludos.

PD. Si la tendencia observada en estos dos últimos años continúa es muy probable que la producción USA caiga desde los 13 millones de b/d actuales a solo 7-8 millones de b/d en 2030 y las exportaciones desciendan a cero. Además la tendencia continuaría en la siguiente década.

- Otro dato a destacar es la concentración de empresas del sector del shale oil en EE.UU.

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Consolidation-Push-Could-Turn-US-Oil-Industry-into-Handful-of-Giants.html

El precedente fueron las megafusiones del sector entre 1998 y 2022 (bajos precios del petróleo) que acabaron en la mayor subida de la historia de los precios del petróleo.

https://oilnow.gy/uncategorized/the-super-majors-what-and-who-are-they/

"Fue en la década de 1990 cuando comenzaron a aparecer las famosas grandes petroleras. Debido a que los precios del petróleo habían caído dramáticamente, esto provocó una oleada de fusiones y adquisiciones en la industria. Las nuevas supergrandes intentaban impulsar sus economías de escala, reducir las enormes reservas de efectivo reinvirtiéndolas y cubrir sus apuestas contra la volatilidad tremendamente cambiante dentro de los mercados petroleros mundiales.

Hubo varias adquisiciones y fusiones importantes de las principales empresas de gas y petróleo que se produjeron entre 1998 y 2002. Estas incluyeron la megafusión de Exxon con Mobil que condujo a la creación de ExxonMobil en 1999, la adquisición de Texaco por parte de Chevron en 2001 y la combinación de Conoco Inc. y Phillips Petroleum Company para formar ConocoPhillips en 2002. BP también adquirió Amoco y ARCO en 1998 y 2000, respectivamente. La francesa Total se fusionó en 1999 con Petrofina y luego en 2000 con Elf Aquitaine para crear la recién denominada Total S.A."