La producción de petróleo de Estados Unidos ha caído más de 2 millones de barriles por día desde marzo de 2020. Caerá mucho más bajo. La producción ha caído de casi 13 mmb / d a fines de 2019 a menos de 10,5 mmb / d en octubre de 2020 (Figura 1). La EIA pronostica un aumento en noviembre a 11,0 mmb / dy luego un nivel promedio de alrededor de 11,1 mmb / d para el resto de 2021.
Figura 1. El pronóstico de producción de la EIA es para un promedio de 11,1 mmb / d en 2021 a pesar de la caída del 79% en el recuento de plataformas de 846 en febrero de 2020 a 181 en agosto de 2020. Fuente: Baker Hughes, EIA y Labyrinth Consulting Services, Inc.
El pronóstico de la EIA es imposible
El pronóstico de la EIA es imposible. No tiene en cuenta el bajo nivel de perforación ni las altas tasas de declive de los pozos estadounidenses. Parece más probable que la producción caiga al menos otro millón de barriles por día por debajo del nivel de octubre más adelante en 2021.
Un problema importante con el modelo de EIA es que supone un retraso de 2 meses entre el inicio del pozo y la primera producción. Los datos muestran que para 2019, el promedio ponderado de producción desde el inicio del pozo hasta la primera producción de petróleo fue de aproximadamente 4 meses y medio (Tabla 1). Además, muestra que el retraso promedio desde el primer petróleo hasta la compensación de la disminución de la producción heredada es de aproximadamente 7 meses. Eso significa que la producción futura durante los próximos seis a doce meses está restringida a un bajo número de plataformas. No importa cuán radical sea, un aumento en la perforación no resultará en una mayor producción hasta mucho más tarde en 2021.
Cuadro 1. Empezaremos con el primer petróleo y el primer petróleo para compensar el declive heredado. Fuente: Enverus y Labyrinth Consulting Services, Inc.
Es razonable recordar la última vez que los precios del petróleo y el número de plataformas colapsaron. Cuando eso sucedió en 2014-2015, la producción de petróleo de EE. UU. Cayó -1,1 mmb / d (-11,6%) (Figura 2). La producción en 2020 ha caído más del doble incluso después de que la producción se recuperó de los cierres durante abril y mayo.
Figura 2. La producción de EE. UU. Cayó -1,1 mmb / d en 2015-2016. La tasa de disminución anual ha aumentado del 22% en ese entonces al 43% en la actualidad y la base de producción era un 45% más alta en 2020 cuando comenzó el reciente colapso. Fuente: Baker Hughes, EIA y Labyrinth Consulting Services, Inc.
Eso se debe a que las tasas de disminución han cambiado. En 2014, las tasas de disminución de EE. UU. Fueron de alrededor del 22% anual. Hoy, las tasas de disminución han aumentado al 43% (Figura 3). Además, la base de producción es un 45% más alta que en 2014, por lo que se requieren más pozos para mantener la producción.
Figura 3. La producción de petróleo de EE. UU. En 2020 disminuye un 43% por año (gráfico de la izquierda). Las tasas de disminución en 2014 fueron del 22% (gráfico de la derecha). Fuente: Enverus y Labyrinth Consulting Services, Inc.
Algunos esperan que la producción siga una trayectoria similar al pronóstico de la EIA en la Figura 1, pero a un nivel algo más bajo que el nivel promedio de 2021 de 11 mmb / d. Eso es improbable porque la reducción del número de plataformas aún no ha afectado la producción. La mayor parte del declive hasta ahora se debe a la gran cantidad de pozos abandonados o suspendidos.
¿Qué pasa con los DUC?
Muchos esperan razonablemente que los DUC (pozos perforados sin terminar) proporcionen una solución al desfase entre la perforación y la producción. Después de todo, hay alrededor de 5.800 DUC en los principales campos petroleros de Estados Unidos. Estos ya están perforados y podrían convertirse en pozos de producción por el costo de terminación, que es aproximadamente la mitad del costo total del pozo.
La mayoría de los DUC, sin embargo, están incompletos por una razón, a saber, que sus propietarios no creen que su rendimiento sea tan bueno como los pozos que eligieron completar en su lugar.
Incluso asumiendo un rendimiento similar, el problema mayor es que ya se están completando un gran número de DUC y la producción oficial de EIA 914 sigue siendo inferior a 10,5 mmb / d. Dakota del Norte publica datos mensuales sobre DUC que se pueden comparar con pozos activos y productores.
Los DUC actualmente representan aproximadamente el 35% de los nuevos pozos productores de Bakken y aproximadamente el 25% de los pozos completados desde marzo han sido DUC (Figura 4). Durante el colapso de la producción y el precio del petróleo de 2015-2016, los DUC en Bakken alcanzaron aproximadamente el 40% de las terminaciones. Por lo tanto, es razonable esperar que los niveles actuales de DUC estén cerca de un máximo. Si los datos de Bakken se aplican a otras jugadas es, por supuesto, desconocido.
Figura 4. Aproximadamente el 25% de las terminaciones de Bakken han sido pozos sin terminar perforados (DUC) desde marzo de 2020. Alrededor del 40% de las terminaciones fueron DUC de mayo de 2015 a diciembre de 2016. Fuente: ND DNR y Labyrinth Consulting Services, Inc.
Más importante aún, se están completando muy pocos pozos para esperar que la producción de EE. UU. Mantenga 11 mmb / d en 2021.
Cinco regiones clave de los Estados Unidos — Texas, Dakota del Norte, Nuevo México, Oklahoma y el Golfo de México costa afuera — representan el 80% de la producción total. La Figura 5 muestra nuevos pozos incrementales y nueva producción para esas regiones desde 2014 hasta julio de 2020 (promedio de 12 meses). Se deben agregar al menos 400 nuevos pozos cada mes para compensar la disminución de la producción heredada y mantener 11 mmb / d para los EE. UU. En lugar de agregar nuevos pozos, se perforaron menos pozos en cada mes sucesivo después de marzo de 2020. No es sorprendente que la producción mensual incremental haya sido disminuyendo y eso es completamente consistente con la disminución de los niveles de producción general que se muestran en la Figura 1.
No importa si los pozos se han perforado y completado recientemente o si son DUC, simplemente se están agregando muy pocos pozos para mantener los niveles actuales de producción.
Figura 5. Se necesitan al menos 400 pozos nuevos por mes para mantener la producción total de EE. UU. En 11 mmb / d de 5 regiones clave que representan el 80% de la producción de EE. UU. Estas regiones perdieron pozos cada mes después de marzo de 2020. Fuente: Enverus and Labyrinth Consulting Services, Inc.
¿Hasta dónde caerá la producción?
La buena noticia es que las terminaciones de pozos y los recuentos de plataformas han cambiado y ahora van en la dirección correcta. La mala noticia es que pasarán muchos meses antes de que la perforación y la producción se equilibren. ¿Hasta dónde caerá la producción?
La verdad es que nadie lo sabe. La producción de petróleo es parte de un sistema complejo. Sus interdependencias y circuitos de retroalimentación lo hacen dinámico y adaptable. Hay incertidumbres irresolubles. El mejor enfoque es identificar y describir los patrones clave que caracterizan el estado actual: conteo de equipos, tasas de declive, retrasos y adelantos, terminaciones y tasas de producción incrementales. Estos ofrecen las proyecciones más probables pero solo teóricas de esas tendencias.
En la Figura 6, muestro tres escenarios basados en el recuento de plataformas y el pronóstico de producción de la EIA para 2021. Estos deben verse como líneas de tendencia en lugar de pronósticos.
En el caso base, la producción comienza a disminuir en abril de 2021 y disminuye a 9,1 mmb / d en septiembre de 2021. En el caso bajo, la producción mínima se estima en 7,8 mmb / dy, en el caso alto, 9,9 mmb / d.
Figura 6. El caso base es que la producción de EE. UU. Caiga a casi 9 mmb / d en 2021. Cae por debajo de 8 mmb / d en el caso bajo. Fuente: Baker Hughes, EIA y Labyrinth Consulting Services, Inc.
La mayoría de los análisis de decisiones se basan en elecciones entre perspectivas favorables. En el presente ejercicio, el supuesto es que el estado futuro de la producción de petróleo depende de nuevas perforaciones y nuevas terminaciones. Un aumento en la tasa de abandono de pozos agrega otro elemento de complejidad e incertidumbre.
La cantidad de pozos activos en EE. UU. Ha disminuido en más de 34,000 (-12%) desde agosto de 2019 (Figura 7). La mayor parte proviene de pozos perforados antes de 2015. Esos pozos representan aproximadamente el 25% de la producción actual.
Los pozos más antiguos fueron abandonados durante el último colapso de precios, pero la escala y el grado fueron menores. De abril de 2015 a marzo de 2016, los pozos activos cayeron en 8.800 (-3%).
Figura 7. El número de pozos activos de EE. UU. Ha disminuido en más de 34,000 (-12%) desde agosto de 2019 Los pozos activos solo disminuyeron en 8,800 (-3%) desde abril de 2015 hasta marzo de 2016 durante el último colapso de precios. Fuente: Enverus y Labyrinth Consulting Services, Inc.
Gran parte de lo que está sucediendo hoy en los mercados petroleros comenzó a mediados de 2018 cuando los inversores comenzaron a huir de las compañías petroleras. El colapso de los precios a fines de 2018 fue una fuerte señal para los productores que se olvidó en gran medida cuando los precios se recuperaron rápidamente.
El colapso del precio del petróleo de 2018 debería haber enviado un mensaje claro a los productores para que cambien su comportamiento o se arriesguen a sufrir más reacciones aplastantes de los precios en el futuro.
—Caída del precio del petróleo en 2018: más que una corrección (marzo de 2019)
El recuento de plataformas petroleras cayó un 15% de 1.006 en febrero de 2019 a 846 en febrero de 2020, pero eso no fue suficiente para recuperar la confianza de los inversores. Covid forzó el conteo de plataformas petroleras a 178 en agosto y no se puede hacer nada desde ese nivel para cambiar la caída de la producción. Completar un pozo perforado y sin terminar es un gasto de capital considerable y los productores simplemente no tienen el dinero para completar lo suficiente como para marcar la diferencia.
Cualquiera que sea la magnitud de la disminución de la producción o su momento preciso, es importante reconocer lo que se avecina. El paradigma gobernante más bajo durante más tiempo ha sido preciso y útil desde el colapso del precio del petróleo en 2014. Lo que está sucediendo ahora es diferente.
Es poco probable que el negocio del petróleo ajustado se recupere del efecto del Covid-19 y de la caída de los precios del petróleo. Los mercados continuarán enviando señales de precios más altos hasta que el recuento de plataformas se recupere a las 800 plataformas necesarias para respaldar el pronóstico de 11 mmb / d de la EIA.
El público y muchos inversores tienen la peculiar creencia de que el mundo estará bien sin petróleo. El mundo estará bien. Ha sobrevivido a los impactos de meteoritos y extinciones masivas, pero los humanos son más frágiles. Los precios más altos del petróleo son lo último que necesita la economía mundial en este momento.
Fuente: https://www.artberman.com/2021/01/15/duc2k-drilled-uncompleted-wells-wont-save-u-s-oil-production/
Be the first to comment