Una vez analizado el informe de AIE con las perspectivas de oferta y demanda de petróleo hasta 2028, la principal diferencia entre el análisis de AIE y el mío, es la producción prevista de shale oil estadounidense.
https://www.rankia.com/blog/economia-petroleo-geopolitica/5938536-hoja-ruta-aie-2028-parte-iii-suministro-petroleo-conclusiones
Mientras AIE espera un incremento de 2,6 millones de b/d en la producción hasta 2028, yo espero un descenso de 2 o 3 millones de b/d hasta la misma fecha.
Para dar soporte a esta afirmación, aporto los datos actuales en este post dividido en dos partes (la segunda es una actualización con los últimos datos conocidos, que siempre llevan varios meses de retraso).
El ocaso del shale oil americano.
La producción de petróleo USA alcanza máximos post covid.
El último día de cada mes, la EIA americana actualiza la producción de petróleo y gas correspondiente a EE.UU. con dos meses de retraso sobre las cifras actuales. El día 31 de Mayo, la producción de petróleo de Marzo 2023, se disparó hasta los casi 12,7 millones de b/d cerca del récord de 13 millones b/d pre-covid.
Veamos el gráfico.
En Noviembre de 2019 se alcanzó el máximo en los 13 millones de b/d para empezar a descender levemente a comienzos de 2020. Tras el inicio de la pandemia, la producción se desplomó siguiendo el hundimiento de los precios del petróleo y la perforación se redujo a mínimos. En Mayo de 2020 se llegó a los 9,7 millones de b/d y posteriormente la subida de los precios consiguió revertir este descenso y comenzó una fuerte recuperación con algún altibajo.
Ahora la producción ha alcanzado los 12,7 millones b/d que parece el máximo post-covid, por las referencias que disponemos.
Plataformas de perforación.
En primer lugar, las plataformas de perforación han caído bastante en 2023, a pesar de precios bastante superiores a los vistos en 2019.
En gráfico.
Plataformas de petróleo (rigs)
El máximo reciente de plataformas de petróleo se alcanzó en Noviembre de 2022, cayendo desde entonces, sobre todo en Mayo 2023.
El decalaje entre el número de plataformas y su contribución a la producción oscila entre tres y seis meses, por lo que para asociar la producción actual al número de plataformas tenemos que retroceder entre tres y seis meses en el tiempo. Es decir la producción correspondiente al mes de Marzo 2023 (último oficial publicado) se relaciona con las plataformas en activo entre Octubre y Diciembre de 2022. La caída posterior del número de plataformas tendrá su repercusión en la producción en los próximos meses, por lo que parece razonable concluir que la producción en el resto del año, caerá sobre los niveles actuales.
Todo el incremento procede del Pérmico.
Texas y Nuevo México son los responsables únicos del incremento en la producción.
En este informe se puede ver como el resto de las cuencas y estados, está en declive.
El resto de los productores (excepto Alaska y Golfo de México) presentan un gráfico muy distinto. No ha habido recuperación post-covid pesar de precios promedio de 100$ durante 2022.
En 2022, la producción por pozo empezó a caer.
Por otro lado, la productividad en 2022 decayó por primera vez en mucho tiempo, demostrando que los límites de mayor longitud de los laterales y mayor uso del apuntalante, ha dejado de conducir a mejoras en la productividad. Para comprobar este aserto, reflejo en los siguientes gráficos (solo Pérmico) cual ha sido la producción por trimestre de los nuevos pozos desde 2019, en una secuencia trimestral que no deja lugar a dudas.
Los datos los obtengo como siempre de la página de Novilabs.
Empiezo en 2019 segundo trimestre (Q2 2019).
Número de pozos 1.428
Producción 753,8 barriles día.
Q3 2019.
Número de pozos 1.471
Producción 818,2 barriles/día.
Q4 2019
Número de pozos 1.406
Producción 827,9 barriles/día.
En 2020 empieza la debacle, que afecta sobre todo al número de pozos en producción a partir del segundo trimestre. Las plataformas se hunden (ver gráfico) y la productividad cae porque solo se terminan viejos DUC con laterales más cortos y menor producción (ver siguiente gráfico), con el consiguiente ahorro de costes.
Número de plataformas petrolíferas (rigs)
El número de DUC (pozos perforados pero no completados) cae a partir de 2020.
Q1 2020.
Número de pozos 1.395
Producción 795,7 barriles/día.
Q2 2020.
Número de pozos 650
Producción 703 barriles día.
Q3 2020.
Número de pozos 753
Producción 845,9 barriles/día.
Q4 2020.
Número de pozos 837
Producción 918,4
En 2021, la productividad promedio alcanza máximos históricos y el número de pozos se recupera.
Q1 2021.
Número de pozos 1.083
Producción 823,5 barriles/día.
Q2 2021.
Número de pozos 1.215
Producción 935,2 barriles/día.
Q3 2021.
Número de pozos 1.244
Producción 951,3 barriles/día.
Q4 2021.
Número de pozos 1.210
Productividad 893,8 barriles/día.
En 2022, la productividad empieza a caer, pero el número de pozos aumenta, siguiendo el incremento de plataformas de perforación (compensando el mayor número de pozos, la caída en la producción por pozo).
Q1 2022.
Número de pozos 1.387
Producción 846,6 barriles/día.
Q2 2022.
Número de pozos 1.344
Producción 824,2 barriles/día.
Q3 2022.
Número de pozos 1.417
Producción. 826,6 barriles/día.
Q4 2022.
Número de pozos 1.326
Producción 846,8 barriles/día.
En resumen, la producción promedio (inicial) por pozo en 2021 fue 901 barriles/día y el número de pozos perforados promedio fue 1.188. En 2022, producción promedio fue 836 barriles/día y el número de pozos fue 1.368.
En 2023 cae la productividad por pozo y también el número de plataformas, lo que incidirá finalmente en el número de pozos, causando la esperada disminución en la producción.
Las previsiones USA son alcistas.
Frente a estas previsiones, el STEO de la EIA sigue pronosticando un incremento en la producción de 2023.
La producción Lower 48 nos da el total de petróleo (excepto Alaska y el golfo de México) uniendo tanto petróleo convencional en declive, como shale oil.
El promedio de 2022 fue de 9,71 millones de b/d. Las previsiones para 2023 son de 10,31 millones de b/d.
El primer trimestre de 2023 ha sido excepcional, aprovechando el número elevado de plataformas de finales de 2022, pero la previsión no parece recoger la caída a partir de Enero (y sobre todo en Mayo de 2023), lo que tendrá su efecto en la segunda parte de 2023.
Una de las claves es que la productividad en 2022 ha caído a pesar del incremento en la longitud lateral de los pozos y el incremento de la cantidad de apuntalante.
Como dice Novilabs,
"El gráfico superior traza el petróleo acumulado recuperado durante los primeros 6 meses frente a la fecha de inicio de la producción. Muestra que los 568 pozos de petróleo horizontales que entraron en funcionamiento en la cuenca de Delaware en el tercer trimestre del año pasado, y para los cuales ya tenemos 6 meses de datos de producción, recuperaron en promedio 130 mil barriles de petróleo durante los primeros 6 meses, menos que los pozos. que inició producción un año antes (140 mil bbl). Esto no tiene en cuenta el aumento en la longitud lateral, lo que empeoraría esta tendencia (consulte nuestra publicación anterior sobre el Pérmico para ver un gráfico sobre ese tema).
Los 2 gráficos inferiores muestran el aumento en la longitud lateral promedio y la carga de apuntalante desde 2012, por cuenca."
Las previsiones del STEO dan una media de 12,61 millones de b/d.
Si el número de rigs permanece en el nivel actual y la producción por pozo no varía, se puede estimar un descenso de la producción de petróleo a fin de año en el entorno de 12,2 millones de b/d y una producción media de 12,4 millones de b/d.
Otros analistas, también advierten sobre el pico.
Según los datos de shaleprofile (comentario de George Kaplan en peak oil barrel), todo el crecimiento del Pérmico procede de dos formaciones en Nuevo México (Wolfcamp y Bone Springs)
JORGE KAPLAN
Según ShaleProfile, todo el crecimiento del Pérmico proviene de dos formaciones principalmente en Nuevo México: Wolfcamp y Bone Spring (ver más abajo), que presumiblemente son partes más pequeñas de las formaciones generales con esos nombres pero con subdivisiones Wolfcamp A, B, C, etc. y Second Bone Spring, Bone Spring Little, etc. Todas las demás formaciones combinadas están en declive, probablemente acelerando el declive ahora que las curvas de producción parecen haber pasado el pico para TX y NM. Entonces, supongo que cualquier crecimiento futuro a largo plazo (o incluso mantener una meseta) depende de si el aumento muy rápido en 2022, especialmente en Bone Spring, puede continuar, lo que parece difícil, o si surgen nuevas formaciones similares, lo que parece poco probable.
El resto de las formaciones.
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Han agotado el corazón de la sandía y cuando estas dos formaciones se consuman, el declive de toda la producción americana será inevitable.
Recordando las diferentes cuencas de shale oil (también shale gas), ubicamos el Pérmico.
- En un mapa del Pérmico, vemos las formaciones mencionadas Wolfcamp y Bone Spring.
Los bajos precios del gas no ayudan.
La tendencia de los pozos petroleros del Pérmico a producir cada vez más gas y menos petróleo, unido a los bajísimos precios del Gas Henry Hub (y todavía peores los precios del Pérmico) y los líquidos de gas natural (ver gráfico), hace que la parte económica asociada a la producción se vea cada vez peor, causando la menor perforación en 2023.
La pérdida de presión en la cuenca del Pérmico no hará sino acelerar la gasificación de los pozos petroleros, contribuyendo a la menor productividad. Otro problema es el fuerte incremento del costo de las aguas residuales procedentes de los pozos de shale.
Los altos precios de 2022 del gas HH, ayudaron a las empresas norteamericanas a ganar mucho dinero, pero en 2023 hemos presenciado el hundimiento de los precios.
También los líquidos de gas natural (LGN).
Conclusión.
La fuerte reducción de las plataformas de perforación con precios del WTI por encima de 70$, marca un límite para el incremento de producción sobre estos precios. El agotamiento de pozos dulces (con máxima productividad), los bajos precios del gas, la tendencia al descenso de la presión de las cuencas, empuja a los operadores a buscar zonas de menor productividad. Si el precio del petróleo no repunta bastante, es posible que el shale oil entre en un descenso continuado, dos años antes de lo previsto. Y si los precios del petróleo suben, es la economía la que no soportará el coste, con unos tipos de interés elevados (para el promedio desde 2008).
La reducción de la producción de petróleo en Oriente Medio, ya tiene en cuenta la no competencia del shale oil y augura, o bien incremento de precios y mayor inflación o una grave recesión, para reducir la demanda de petróleo y ajustar el balance descendente de la oferta.
Para el profano que solo sigue los datos de producción americanos, poco importa de donde salga el petróleo. Explicar que primero se agotó la cuenca de Eagle Ford, luego Bakken y ahora gran parte del Pérmico, es irrelevante. Sin embargo para los que seguimos al detalle de donde procede el grueso de la producción de shale oil americana, es importante conocer el grado de agotamiento de las cuencas para poder estimar el final del crecimiento. Y después de conocer con detalle la procedencia del shale oil, no quedan muchas dudas del ocaso de la producción de shale a finales de 2023 o principios de 2024, adelantando uno o dos años la hoja de ruta.
La alternativa de precios mucho más altos, para extraer petróleo de zonas de baja productividad, nos enviaría a una profunda recesión...
Saludos.
PD. Recordemos la importancia de seguir la oferta de shale oil.
Sin el incremento de producción de shale oil, la oferta estaría en niveles de 2005, mientras que la demanda se ha disparado desde entonces.
PD2. No puedo despedirme sin dar la previsiones de producción de petróleo para USA de la EIA.
Unas sencillas cuentas nos proveen de las reservas de petróleo necesarias para mantener esa producción.
13,5 millones x 365 días = 4.927,5 millones de barriles cada año.
De 2020 a 2050 son 30 años. Por lo tanto 4.927,5 x 30 años = 147.825 millones de barriles.
Existe un pequeño problema. Las reservas probadas conocidas para EE.UU. por la propia EIA se quedan en 44.400 millones (tres veces menos de lo necesario) y contando los condensados, a finales de 2021.
Mucho petróleo tienen que encontrar...
Por cierto, las reservas probadas dan para 9 o 10 años, al ritmo de producción actual.
PD3. 12/Junio/2023.
El informe DPR de Junio (con previsiones de Julio) adelanta la meseta de producción en el Pérmico (ver gráfico).
La nueva producción añadida llega a los 369.000 b/d, pero el declive mensual alcanza los 368.000 B7d, con lo que ya no hay incremento en la producción prevista. Datos de la EIA americana.
PD 4. 18/6/2023.
En el último informe de Jean Laherrere, el forecast para la producción shale oil estadounidense es muy parecido al mío. Hacia 2030, el hundimiento es muy claro (línea azul discontinua es L48).
La caída de la productividad de los pozos del shale oil también se ve en este gráfico. En 2021-2022, después de años de descenso continuado de la productividad, hemos entrado en negativo. Los pozos del Pérmico son menos productivos que años anteriores, por primera vez.
Gracias a Oilystuff, porque todos estos datos están bajo muro de pago.
_col.png?1688036060 "Petróleo camino de los 150 dólares.")