Síntomas incipientes del declive del shale oil.

 Una vez que el informe WEO 2024 de la IEA ha constatado que la demanda de petróleo seguirá siendo alta durante mucho tiempo, volvemos al seguimiento de la producción de petróleo.  

Como he comentado otras veces, la producción de petróleo depende en grado sumo de la extracción de crudo americano y en particular de la producción de líquidos procedentes del shale oil, tanto petróleo como líquidos de gas natural.

Aunque la producción americana continúa creciendo (muy levemente), ya podemos presentar algunos datos que muestran el preludio de un incipiente agotamiento. Aunque algunos no están relacionados directamente con la producción, nos dan una idea global de hacia donde va la tendencia.

Recordar que ya he tratado este tema varias veces, como por ejemplo, 

https://futurocienciaficcionymatrix.blogspot.com/2024/05/el-agotamiento-del-shale-oil-explicado.html 

Vamos con una pequeña actualización.

El presente del shale oil.

1º). Este es un dato sorprendente, pero muy interesante. El número de nuevos oleoductos ha caído casi a cero en 2024.

Cuando comenzó la perforación del shale oil, no había infraestructuras para mover todo esos líquidos, lo que obligó a construir un gran número de oleoductos. A medida que la producción crecía más deprisa, la necesidad de transportar más petróleo, exigía una rápida construcción de una red de oleoductos. Y como lleva tiempo diseñar, fabricar e instalar los oleoductos, se tenían que planificar con tiempo, antes de que la producción de petróleo se incrementara lo suficiente para hacer necesaria la construcción.

EIA nos presenta este artículo con un dato relevante.

https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=63484   

Es la cantidad de proyectos de nuevos oleoductos por año. Empezó en 2010 y poco a poco alcanzó un pico en 2014. El descenso de los precios del petróleo en 2014, redujo notablemente la producción de shale oil y rebajó la necesidad apremiante de nuevos proyectos. En 2019 se alcanzó otro pico relativo, pero posteriormente, se hundió el número de nuevos oleoductos, hasta llegar a un mínimo en 2024. 

     

Si como pretende la IEA, la producción de shale oil va a pasar de 9,1 millones de b/d hoy día a 11,2 millones de b/d en 2030 y 11,8 millones de b/d en 2035, los proyectos deberían seguir creciendo al mismo ritmo y como se ve, se han frenado por completo. 

Ya hemos observado que la producción de shale oil lleva estancada casi un año y los criterios para desarrollar nuevos proyectos, sin duda tienen en cuenta las previsiones de nueva producción para los próximos años. 

No tiene mucho sentido esperar un crecimiento tan importante de la producción y no hacer nada por crear la infraestructura adecuada.

Este es solo el primer dato que muestra que hemos alcanzado el cenit de producción.

2º). Todos los pozos de shale oil necesitan ser fracturados para completarlos y ponerlos en producción. 

 La única herramienta válida para saber cuantos pozos se han completado y por lo tanto, son puestos en producción, son los equipos de fracking. 

Las plataformas de perforación (rigs) nos dan una idea de cuantos pozos se están perforando, pero los equipos de fracking nos dan el resultado definitivo de cuantos pozos se están completando, sumando los pozos perforados a los pozos no completados (DUC´s).

En el caso de los equipos de fracking, la tendencia ha girado.

https://peakoilbarrel.com/june-non-opec-world-oil-production/#comment-782118

Desde mediados de 2023, la tendencia es descendente.  

[Recordar que los equipos de fracking incluyen tanto los pozos de shale oil como los de shale gas, lo que incluye un cierta indeterminación, si hay diferencias en la perforación de unos y otros. Probablemente en la caída de equipos de frac, la parte de gas está determinando el descenso y por eso la producción de petróleo (en meseta) no cae al mismo ritmo que el descenso de los equipos ]

 

3º). Los pozos completados (en verde) en las principales cuencas de USA, también alcanzaron un máximo a principios de 2023.

https://peakoilbarrel.com/us-july-oil-production-falls/#more-51331  

 

4º). Los DUC´s se han estabilizado. En el mismo informe anterior de OVI.

5º) El ratio GOR (Gas versus oil) parece estar aumentando en promedio en cada cuenca, lo que indica que la presión de cada zona esta decayendo y con el tiempo, empujará a la baja las recuperaciones totales de petróleo en cada pozo. Por ejemplo.

https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=61043

A medida que se libera más petróleo y gas natural dentro de un pozo, la GOR tiende a aumentar progresivamente, lo que aumenta el volumen de gas natural asociado producido por cada barril de petróleo. La presión dentro del yacimiento disminuye progresivamente a medida que se lleva más petróleo a la superficie, lo que permite que se libere más gas natural de la formación geológica.

6º). La productividad por pozo parece estar descendiendo desde 2021.

No obstante, se desconoce si este descenso es debido a la caída de la presión en los pozos o al uso de zonas de menor nivel (tier 3-4) en lugar de pozos de primer nivel que tienen una producción mayor.

A cambio, la productividad en el uso de las plataformas ha aumentado, consiguiendo perforar más pozos en menos tiempo. Esto ayuda a las empresas a reducir costes, pero no ayuda a incrementar el inventario y las reservas, por lo que contribuye a un rápido agotamiento del inventario, a costa de producir más petróleo en la actualidad.

Este efecto puede elevar la producción total (en combinación con el uso de los DUC´s restantes) a corto plazo, pero reduce el inventario con mayor rapidez. El famoso refrán de "pan para hoy y hambre para mañana) o el "efecto de la Reina Roja".

7º). El proceso de consolidación en el sector del shale oil (2023-2024) señala la intención de aumentar el inventario, ante un eventual agotamiento en un futuro no muy lejano.

https://jpt.spe.org/nearly-90-billion-in-shale-m-a-this-year-points-to-shrinking-opportunities-for-buyers

"El ritmo constante de transacciones en el sector de esquisto estadounidense puede ser una clara señal de que los actores de la industria se están preparando para un futuro en el que hay menos opciones de crecimiento.

Esta es una de las conclusiones de un nuevo informe publicado hoy por Enverus Intelligence Research que afirma que el negocio del petróleo de esquisto de Estados Unidos marcó su tercer trimestre consecutivo con acuerdos que superan los 30 mil millones de dólares."

Hasta aquí lo que podemos concluir es que la producción total de petróleo se ha estancado y realmente es lo que hemos visto en el último año. Después del pico de 2019 en torno a 13 millones de b/d, da la impresión de que estamos en una meseta de producción en torno a esa cifra (interrumpida por la pandemia, claro). La escasez de nuevos oleoductos hace sospechar que esa meseta no tiene visos de superarse a corto y medio plazo. 

 

El futuro del shale oil.

Para saber que hará en los próximos años contamos con algunos indicadores como el recuento de las ubicaciones restantes, las reservas conocidas de petróleo en USA y el coste por barril, que nos proporcionan la información que necesitamos.

1º) Reservas conocidas a finales de 2022.

https://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/pdf/Table_1.pdf

Es un dato dinámico. Depende de los nuevos descubrimientos, extensiones, revisiones y producción. 

a) No hay apenas nuevos descubrimientos.

b) Las revisiones suelen hacer referencia al precio. Si el precio del petróleo baja, las reservas bajan porque algunas zonas dejan de ser rentables a esos precios y las reservas pasan a recursos. Si el precio sube, las reservas aumentan porque recursos pasan a ser rentables  por lo tanto, se convierten en nuevas reservas.

En 2022, el precio medio del WTI rondó los 90-100$ el barril, por lo que estamos hablando de máximos en este año.

c) Las extensiones son reservas añadidas a medida que se perfora un pozo y se encuentra petróleo. Ya sabemos que el primer año, los pozos de shale oil declinan casi un 70%, por lo que el restante 30% pasa a reservas. Por ello, mientras queden ubicaciones por perforar, las reservas pueden mantenerse, si la producción no es superior a la parte que añadimos cuando perforamos un pozo. Pero (es un pero muy importante), cuando las ubicaciones se agoten, las reservas se reducirán al ritmo de producción, al no haber nuevos descubrimientos, ni extensiones.

d) La producción reduce las reservas en la cantidad de petróleo producida cada año.

Actualmente hay reservas para 10 años.       

2º). Coste por barril.

El famoso breakeven. El promedio necesario para que las empresas paguen los gastos operativos, los dividendos, los intereses de la deuda y las recompras de acciones. Está en un promedio de 65$, lo que sugiere un piso para el precio del petróleo. Por debajo de ese precio, la producción bajaría, al no ser rentables algunos pozos.

Todavía está en discusión como devolverán la deuda las empresas, cuando agoten las ubicaciones y como taparán los pozos, si el cash flow se reduce. Este calculo no está incorporado al breakeven, pero sin duda afectará a las empresas en el largo plazo. Las multinacionales tienen recursos en otras zonas del planeta, pero las empresas nacionales, no. 

- Otro problema adicional, que encarecerá aún más el coste por barril extraído es el creciente problema del agua.

https://www.eenews.net/articles/oil-industry-tries-to-escape-water-crunch/  

"De la Cuenca Pérmica se extraen diariamente hasta 14 millones de barriles de aguas residuales, agua suficiente para llenar más de 54 piscinas olímpicas. La Cuenca Pérmica representa casi el 50 por ciento de toda la producción de petróleo de Estados Unidos y se ha convertido en la zona cero del agua producida, mientras Texas trabaja para reducir la cantidad de terremotos causados ​​por la reinyección del agua en las profundidades de la tierra.

...

Pero otros componentes del fluido de fracturación hidráulica y de las aguas residuales son más difíciles de eliminar, especialmente el aceite y las grasas, dijo Hightower. Para intentar eliminarlos, Hightower y su grupo están estudiando la posibilidad de hacer pasar el agua por varios procesos de tratamiento sucesivos, un proceso que él llama "tratamiento de prueba".

“Lo que le digo a la gente es que, en este momento, hemos descubierto que podemos eliminar todos estos contaminantes de las aguas producidas que hemos analizado, lo cual es bastante difícil en la Cuenca Pérmica”, dijo Hightower. “Podemos lograr una descarga segura utilizando un método de tratamiento en cadena, pero depende de la calidad que se desee”.

Pero Fox dijo que el público no ha visto datos ni investigaciones revisadas por pares que respalden la idea de que se han eliminado todos los contaminantes del agua producida y se mostró escéptico de que las prácticas de tratamiento actuales puedan llevar el agua producida a un punto en el que sea seguro descargarla en los ríos o para la agricultura.

“No han encontrado la solución”, dijo Fox. “Ha habido artículos revisados ​​por pares de la Universidad Estatal de Nuevo México (no del consorcio en sí, sino de académicos de la NMSU y otras instituciones), pero hasta la fecha ninguno de ellos ha dicho que existe una solución milagrosa que se pueda utilizar para todas las aguas producidas en todas partes”."

Y para el futuro quedan los costes de taponar y sellar los abundantes pozos de shale oil.

https://shalemag.com/abandoned-oil-wells-continue-to-be-a-problem-in-the-u-s/ 

"En enero, la petrolera Chevron declaró que aceptaría amortizaciones no monetarias de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos para desmantelar pozos y oleoductos abandonados en el Golfo de México de Estados Unidos que se habían vendido anteriormente. Se espera que esto ascienda a un total de entre 3.500 y 4.000 millones de dólares. Chevron y otras empresas han refutado las afirmaciones de que deben
pagar para taponar los pozos que se vendieron a Fieldwood Energy y a empresas que se declararon en quiebra en 2020.

La quiebra coloca la responsabilidad de pagar para taponar los pozos abandonados de Fieldwood en los antiguos propietarios, entre los que se encuentra Chevron.

En Estados Unidos, la carga de desmantelar pozos huérfanos recae cada vez más sobre las grandes petroleras, con el fin de reducir la carga sobre el estado y responsabilizar a las compañías de petróleo y gas de garantizar que se adhieran a normas ambientales más estrictas. Se espera que la combinación de financiación federal y mayores esfuerzos de las compañías de petróleo y gas para taponar pozos huérfanos mejore la situación en Estados Unidos en los próximos años. Sin embargo, será necesario destinar una cantidad considerablemente mayor de fondos para garantizar que todos los pozos abandonados del país sean identificados y desmantelados en los próximos años."

3º). El número más importante. Las ubicaciones pendientes.

No se conoce con detalle esta cifra. Pero más o menos, la comunidad asume que el siguiente gráfico es correcto. Corresponde al inventario pendiente en Midland  (diría el 50% del Pérmico y por lo tanto la parte del león de todas las ubicaciones a nivel estatal).

Puesto que se perforaban cada año unos 2.500-2.700 pozos en Midland, vemos que al quedar 24.853 ubicaciones, quedan unos nueve años de inventario, si se mantiene el ritmo actual.

Al precio del WTI (70$) quedan 15.012 ubicaciones, o el equivalente de 6 años.

El inventario para precios superiores suele ser para zonas de nivel inferior (o pozos de menor producción, lo que requiere precios más altos para ser rentables).   

Actualización.

Los últimos datos cuentan que en el Pérmico se perforaron más de 6.000 pozos en 2023. 

Eso eleva los pozos de Midland hasta casi 3.000 pozos, reduciendo aún más el horizonte de años disponibles (8 años).

https://x.com/tedcross/status/1825878823004406204

Pozos Pérmico en Junio 2024 (Delaware-Midland).

https://www.mineralanswers.com/texas/midland-county

Como se puede apreciar, las superficies de nivel 1 (mayor productividad) están totalmente saturadas. Y los pozos amarillos (permisos aprobados) se colocan casi todos (de nuevo) en zonas gris oscuro (nivel 1).  Como dice Mike Shellman, el corazón de la sandía está casi agotado.

 

Conclusión. 

El resumen de esta segunda parte es que quedan seis años de perforaciones a precios de 70$ el barril, después de lo cual, la producción estadounidense se hundirá sin remedio, si no se descubren nuevas reservas (si el precio aumenta, las ubicaciones alcanzan los nueve años, pero a costa de sumergir la economía mundial en un problema. Precios de 100$ el barril, necesarios para culminar el inventario pendiente, no parecen ser asequibles para el conjunto de la población mundial, sin causar una crisis) 

Y como dudo que las empresas agoten el inventario en esos seis años (lo lógico es que distribuyan el inventario en más tiempo, reduciendo el nivel de las perforaciones), podemos pensar con una razonable esperanza, que la producción de shale oil alcanzará un máximo en 2025 y luego empezará un suave decline (o quizás no tan suave) a lo largo de los próximos diez o quince años, terminando en una cola de producción de dos a cuatro millones de b/d durante varias décadas. 

Teniendo en cuenta que los líquidos de gas natural que se extraen como líquidos asociados a los pozos de petróleo, también se hundirán acompañando al shale oil, la producción total de líquidos en USA experimentará varias décadas de caídas incesantes en la producción de líquidos. Puesto que su producción nacional es el 20-22% del total mundial, este declive casi inmediato, da pie a pensar que la producción mundial de líquidos empezará a descender suavemente en 2026 y mucho más rápido en cuanto las ubicaciones USA se agoten por completo.

Saludos.

PD.  Claro exceso de petróleo en 2025 (a falta de un cisne negro).

Si la Opep cumple su palabra y añade 2,2 millones de b/d al final de 2025, este año si tendrá una "inundación" de petróleo. 

Brasil (+ 500.000 b/d), Guyana (+200.000 b/d), Noruega (+200.000 b/d), Canadá (+300.000 b/d), USA (+200.000 b/d), Kazajistán (+200.000) sumados a los 2,2 millones b/d de la Opep nos dan más de 3,5 millones de b/d de nueva producción, frente a un incremento de la demanda de solo 1 millón de b/d.

Esta cuenta implica  que a finales de año 2025 (la nueva producción va incrementándose a lo largo de todo el año 2025), el exceso de la oferta sobre la demanda rondará los 2-2,5 millones de b/d.

Será el último gran año, para la producción mundial de petróleo, intentando batir la plusmarca de Noviembre de 2018. El resto de década irá en dirección contraria ..., pero 2025 será espectacular. 

De los precios no se puede decir nada. Aparentemente deberían retroceder, pero luego viene una guerra en Oriente Medio y destroza todos los pronósticos ...  

PD2. Actualización 31/10/2024 del GOR.

https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=63584