Actualización de la Cuenca Pérmica, 24 de febrero de 2022

Gran parte de la información de esta publicación proviene de datos en shaleprofile y evaluaciones del USGS. Además, un artículo publicado en enero de 2022 por Wardana Saputra et al fue un excelente recurso.

El método básico utilizado en el análisis se cubre en una publicación anterior, esencialmente la convolución de los perfiles de pozo promedio con la tasa de finalización mensual a lo largo del tiempo se usa para modelar la producción futura. Me concentro en el período que comienza en enero de 2010 y considero solo los pozos de petróleo compactos horizontales en el análisis. Se estiman los perfiles de pozos futuros y se utilizan varios escenarios futuros para la tasa de finalización, claramente el futuro es desconocido, por lo que las tasas de finalización futuras y la recuperación final estimada (EUR) para los pozos completados en el futuro solo se pueden adivinar.

Para hacer esa conjetura, comienzo con las evaluaciones del USGS para la cuenca del Pérmico, donde la estimación media de acres netos prospectivos a mediados de 2017 era de aproximadamente 50 millones de acres. Utilizo una estimación de acres promedio por pozo de 300 acres (alrededor de 9500 pies de longitud lateral con un espacio de 1320 pies entre laterales) lo que da una estimación de alrededor de 167 mil pozos. Había alrededor de 14 mil pozos ya completados en la cuenca del Pérmico en junio de 2017, por lo que el total de pozos completados sería de aproximadamente 181 mil pozos, si los precios del petróleo fueran lo suficientemente altos como para que cada ubicación potencial de pozo sea rentable. Usando la estimación media de UTRR (70 Gb) y la cantidad de posibles ubicaciones de perforación (alrededor de 160 mil al 21 de diciembre de 2021 según los datos en el perfil de esquisto donde se completaron alrededor de 21 mil pozos desde julio de 2017 hasta diciembre de 2021), encuentro y estimación de la futura disminución de EUR por pozo que dará como resultado una UTRR de 70 Gb si se completan todos los pozos potenciales.

Después de ese paso, se usa un análisis de flujo de efectivo descontado utilizando conjeturas de costos y precios futuros para determinar si será rentable completar un pozo para llegar a una ERR para un escenario determinado, por lo general, la ERR es menor que la TRR, pero en raras ocasiones el precio del petróleo es alto. escenarios podrían ser casi iguales.

Los perfiles de pozo promedio se han desarrollado ajustando una función hiperbólica de Arps a los datos de shaleprofile.com para el pozo promedio de 2010 a 2012 y luego para cada año individual de 2013 a 2020. En mis escenarios, asumo que EUR comienza a disminuir después de diciembre de 2020 y no asuma ningún aumento adicional en la longitud lateral o cambio en el espaciado promedio entre pozos.

Desde 2010, el EUR de pozo nuevo promedio ha aumentado, pero tenga en cuenta que cuando normalizamos para aumentar la longitud lateral, el crecimiento de la productividad se detuvo en 2018 y puede estar disminuyendo ligeramente, lamentablemente no tengo acceso a los datos de longitud lateral promedio, por lo que confío en actualizaciones ocasionales. en shaleprofile.com. Los datos para estos perfiles de pozo se pueden encontrar aquí.

Mi escenario central supone que la tasa de terminación de pozos de petróleo compacto horizontal de la cuenca Pérmica aumenta de 400 pozos nuevos por mes (la tasa de los últimos 6 meses) a 800 pozos nuevos por mes en julio de 2025 con un aumento de la tasa de 10 pozos por mes a partir de julio de 2022 con un aumento más lento de 5 pozos por mes desde febrero de 2022 hasta junio de 2022, la tasa de finalización se mantiene en 800 nuevos pozos por mes desde julio de 2025 hasta enero de 2037 en mi escenario de precios altos del petróleo y luego disminuye a cero en abril de 2039. El EUR para A continuación se muestra el pozo nuevo promedio para el precio alto del petróleo (precio máximo de $ 100 / bo en $ 2020) y la estimación media de TRR de USGS (75 Gb) desde enero de 2022 hasta abril de 2039. No se completan pozos después de esta fecha para este escenario. Tenga en cuenta que para otros supuestos de TRR (F95=45 Gb y F5=116 Gb) la disminución de EUR es diferente (disminuye menos en el caso F95 y más en el caso F5). Este escenario tiene 182 000 pozos horizontales de petróleo compacto compitidos desde enero de 2010 hasta abril de 2039; alrededor de 34 200 pozos se completaron hasta diciembre de 2021 según la estimación de suministro de shaleprofile.com para la cuenca del Pérmico.

La siguiente tabla resume las estimaciones del USGS para los casos F95, medio y F5 de las evaluaciones de la cuenca del Pérmico de las formaciones Wolfcamp de la cuenca Midland (2016), Spraberry (2017) y Delaware Wolfcamp y Bonespring (la formación Avalon también se incluye en la evaluación de la cuenca de Delaware) . UTRR es un recurso técnicamente recuperable no descubierto, los acres netos son acres totales multiplicados por la tasa de éxito de los bancos individuales (1 millón de acres con una tasa de éxito de 0,9 serían 900 000 acres netos) y los pozos se estiman dividiendo los acres netos por 300 acres por pozo .

Tenga en cuenta que utilizo junio de 2017 como punto medio para estas evaluaciones, ya que no tengo los datos detallados sobre qué pozos de formación se completaron a las fechas de las evaluaciones, por lo que es una aproximación. A junio de 2017, había 13 710 pozos horizontales completados en la cuenca del Pérmico, según la actualización más reciente de la cuenca del Pérmico en shaleprofile.com, por lo que para el caso medio del USGS, el total de pozos completados sería de aproximadamente 182 000 pozos (F95=99k, F5= 305k). La producción total de los pozos completados hasta junio de 2017 puede ser de aproximadamente 5 Gb, esto se agregaría a la UTRR en la tabla anterior, por lo que la TRR sería de 45, 75 y 115 Gb respectivamente para las estimaciones de F95, media y F5 del USGS.

Los detalles de los supuestos económicos son los siguientes (todos en dólares estadounidenses de 2020):

costo promedio del pozo=$10.8 millones OPEX=$11/bo+$16000/mes (costo mensual)Precio del LGN=35% del precio del crudo en boca de pozoprecio del gas natural=$3.50/MCFcosto de transporte a la refinería=$5/boroyalty e impuestos=28.5% de los ingresos en boca de pozotasa nominal de descuento anual = 10 % de tasa de interés anual nominal sobre la deuda = 7 % de pago de dividendos = 25 % de los ingresos netos

Utilizo un análisis de flujo de efectivo descontado donde el precio del petróleo del escenario y las suposiciones anteriores se usan para estimar el flujo de efectivo neto descontado (DCF) durante la vida del pozo, los pozos se completan cuando el DCF es mayor o igual al costo del pozo para precio del petróleo y supuestos económicos anteriores. Se supone que el pozo promedio tiene un lateral de 9500 pies espaciado a 1320 pies (aproximadamente 300 acres por pozo). Los tres escenarios de precios del petróleo (muy bajo, bajo y alto) se muestran en el gráfico a continuación. Tenga en cuenta que el escenario de precio de petróleo muy bajo solo se usa para un caso con un TRR de 45 Gb con una tasa de finalización de 400 pozos por mes, para todos los demás escenarios se usa el escenario de caso bajo o alto.

Los diversos escenarios de finalización de pozos se muestran a continuación, en su mayoría son similares durante el período de 2022 a 2030 y luego las colas cambian según la TRR supuesta para el escenario (debido a menos pozos en los casos de TRR más bajos) y el escenario del precio del petróleo ( menos pozos rentables en el caso de precios bajos). Tenga en cuenta que solo un caso utiliza el escenario de finalización muy alto (1600 pozos nuevos por mes como máximo) para ver si se puede acercar a una ERR cercana a la TRR alta para el escenario F5; es poco probable que este escenario sea realista a cualquier precio ( y definitivamente no a $100/bo). La mayoría de los escenarios tienen una tasa de finalización máxima de 400, 600 u 800 por mes con la mayoría de los escenarios de 400 u 800 por mes. En los gráficos de esta publicación utilizo las siguientes notaciones:

e=ERR en Gbt=TRR en Gb,c=tasa máxima de terminación de pozos en pozos nuevos por mesw=total de pozos terminados desde enero de 2010 hasta el final del escenario en miles

Tenga en cuenta que donde hay dos escenarios con la misma TRR y máxima tasa de finalización, la diferente TRR y las terminaciones totales de pozos se deben a diferentes supuestos de precios del petróleo (precios del petróleo muy bajos a altos). Los datos se pueden descargar aquí.

Los escenarios de precios altos del petróleo se muestran en el gráfico a continuación. Tenga en cuenta que el escenario con ERR=TRR=75 Gb depende de los altos precios del petróleo asumidos, en caso de que haya una transición rápida al transporte eléctrico en respuesta a los altos precios del petróleo (que pueden aumentar a $150/bo en 2020$ para 2028 cuando la producción de petróleo es probable que haya alcanzado su punto máximo) en un mundo donde el aumento en la producción de baterías supere los muchos obstáculos que existen, podríamos ver que los precios del petróleo comiencen a caer para 2035 y quizás antes si la OPEP elige desarrollar sus recursos de manera más agresiva para vender su producción antes de World la demanda comienza a disminuir. Vamos a volver a esto más adelante.

Escenarios de precios bajos del petróleo en el gráfico a continuación

En el cuadro a continuación, observamos el rango de escenarios, incluido el escenario de precio de petróleo muy bajo para el caso de baja finalización y baja TRR y el escenario de tasa de finalización muy alta para el caso de alta TRR y alto precio, en el medio tenemos la tasa central de finalización de 600 escenarios medios de TRR promediados para precio bajo y alto del petróleo y el promedio de todos los escenarios.

A continuación, consideramos 4 escenarios con tasas de terminación de 600 y 800 terminaciones por mes en los escenarios de precio del petróleo alto y bajo, todos se basan en la estimación media de USGS TRR de 75 Gb y el ERR varía de 62 a 75 Gb, el promedio de la También se muestran 4 escenarios, esta sería mi mejor suposición para la salida futura de Permian, el ERR del promedio de 4 escenarios es de aproximadamente 70 Gb. Los datos de los distintos escenarios se pueden descargar en una hoja de cálculo.

Cuando observamos detenidamente las evaluaciones del USGS, podemos considerar los distintos bancos y cuáles son los volúmenes de roca más productivos. De los 50,4 millones de acres netos en la estimación media del USGS, aproximadamente 31,4 millones de acres netos tienen un volumen más prospectivo (mayor EUR por acre). Estos 31,4 millones de acres netos tienen una UTRR de 52 Gb, cuando agregamos los 5 Gb que es probable que se produzcan a partir de pozos completados hasta junio de 2017, la TRR se convierte en 57 Gb, lo que deja otros 18 Gb de TRR para producir potencialmente a partir de la 19 millones de acres restantes, si la mitad de esto se puede producir de manera rentable, eso llevaría el ERR total a aproximadamente 66 Gb. El pronóstico de Saputra et al (2022) tiene una estimación de ERR de 55 a 62 Gb algo más baja que mi estimación. Tenga en cuenta que Saputra asume un escenario de tasa de finalización de 400 pozos por mes, para mis escenarios que asumen la media de USGS TRR y 400 tasas de finalización de pozos por mes en escenarios de precios de petróleo altos y bajos, el ERR promedio es de aproximadamente 51 Gb. Mi conjetura es que la tasa de terminación aumentará en el futuro a por lo menos 600 pozos por mes donde el ERR promedio de los escenarios de precio de petróleo bajo y alto es de aproximadamente 67 Gb o posiblemente a 800 pozos por mes donde el ERR de los escenarios de precio de petróleo bajo y alto escenarios de precios es de 73 Gb. Los escenarios de baja tasa de finalización dejarán una gran cantidad de petróleo en el suelo si los precios del petróleo comienzan a caer alrededor de 2036 a 2042 como en mis escenarios de precios del petróleo.

¿Qué sucede si la OPEP puede aumentar su capacidad para 2028 y/o la transición al transporte eléctrico se produce más rápidamente de lo que pronostican actualmente las principales agencias como la AIE? Consideramos esto brevemente al observar el TRR = 75 Gb y 800 pozos por mes en el escenario de tasa máxima de finalización en un escenario modificado de "precio alto del petróleo" que ve que los precios caen rápidamente (tasa de disminución de $ 1 / mes) a partir de enero de 2031.

A continuación tenemos el escenario resultante con la tasa de finalización que se muestra en el eje vertical derecho. El ERR cae de 75 Gb a 53 Gb con este cambio en el escenario del precio del petróleo.

Muchos profesionales del petróleo creen que un menor número de terminaciones sería un mejor enfoque para el desarrollo de campos de petróleo compacto. Consideremos el mismo escenario de precios del petróleo y el supuesto de TRR, pero reduzcamos la tasa de terminación a 400 pozos nuevos por mes.

El escenario de tasa de finalización más baja deja alrededor de 15 Gb de petróleo en el suelo que es poco probable que se produzca alguna vez, si los precios del petróleo siguen el "nuevo" escenario de precios altos del petróleo.

Muchos en la industria petrolera dudan que la demanda de petróleo caiga más rápido que la oferta de petróleo antes de 2040 a 2050, esa fue la base de mis escenarios iniciales de precio alto y bajo del petróleo, combinado con mi escepticismo de que la OPEP optará por aumentar su sustancialmente la capacidad.

Volviendo a mi escenario original de precios altos del petróleo y considerando el escenario de tasa de terminación de pozos de 75 Gb TRR y 600 y usando los supuestos económicos dados anteriormente en la publicación, puedo mostrar la cuenca de ingresos netos acumulados en toda la cuenca desde enero de 2010 hasta diciembre de 2035. El costo del pozo es se supone que aumentará de $ 7,5 millones en enero de 2010 ($ 2020) a $ 10,5 millones en agosto de 2017 y luego permanecerá en ese nivel hasta septiembre de 2021, luego se supone que el costo real del pozo ($ 2020) aumentará un 1% anual y un aumento de 3,5 % a una tasa de inflación anual del 2,5%. La deuda se puede pagar por completo a principios de 2025 según estos supuestos y los ingresos netos acumulados ascienden a aproximadamente $ 750 mil millones (en $ 2020) para 2036, esto no incluye el dinero que podría ganarse con esta pila de efectivo si se invirtiera. Tenga en cuenta que, según algunas estimaciones, los costos de perforación y terminación por pie lateral han estado cayendo en la mayoría de las cuencas de petróleo compacto. Supongo que no habrá cambios en la longitud lateral o el diseño del pozo después de diciembre de 2020, por lo que cualquier aumento de costos a largo plazo sería marginal, cercano a la tasa de inflación (por lo tanto, no habrá cambios en el costo real en dólares constantes). La siguiente estimación es conservadora.

Ovi planteó una pregunta final sobre el petróleo de arenas compactas de EE. UU. y si podría satisfacer el crecimiento de la demanda mundial. Si asumimos que la tendencia a largo plazo (40 años) de un aumento de aproximadamente 800 kb/d en la demanda de crudo más condensado continúa en el futuro, este sería un objetivo fuera de lugar. Creé el siguiente escenario para la cuenca Pérmica, basado en un TRR de 75 Gb, el escenario estándar de precio alto del petróleo (el primero presentado en esta publicación) y una tasa máxima de finalización de 800 pozos por mes. La tasa de aumento se modificó (redujo) del escenario inicial en la publicación, como se muestra en el eje derecho a continuación.

La tasa de aumento de junio de 2022 a junio de 2028 se mostrará más adelante, primero combinamos este escenario con escenarios creados para todas las demás cuencas de petróleo de arenas compactas de EE. UU. para obtener un escenario de petróleo de arenas compactas de EE. UU.

Este escenario solo ocurriría si los precios del petróleo se mantuvieran altos hasta 2040, esto no es probable en mi opinión, si los precios del petróleo comienzan a caer en 2032, veríamos más cerca de 75 Gb para URR de petróleo compacto de EE. UU., este escenario es optimista/poco realista.

En cualquier caso, desde mediados de 2022 hasta mediados de 2028, la tasa de aumento del petróleo de arenas compactas del Pérmico y de EE. UU. es de aproximadamente 700 kb/d anuales.