Por Bojan Lepic – 20 de octubre de 2022 (Rigzone)
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La reducción de los pozos perforados pero no terminados (DUC) puede limitar los aumentos en el crecimiento futuro de la producción de petróleo crudo sin más perforaciones.
Según el Informe de productividad de perforación (DPR) de la Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA), la cantidad de pozos completados mensualmente ha superado la cantidad de pozos perforados desde julio de 2020, lo que resulta en menos pozos DUC en los Estados Unidos. Aunque el número de plataformas activas dirigidas al petróleo, que perforan nuevos pozos de petróleo, aumentó a principios de este año, el número de plataformas se ha mantenido relativamente estable desde julio. La disminución del número de DUC ha coincidido con los altos precios del petróleo y el aumento de la producción de petróleo de EE. UU.
Además, en la región de Permian, el gas natural asociado se produce junto con el petróleo, y la capacidad limitada de extracción de gas natural por tubería también puede limitar el crecimiento de la producción de petróleo crudo.
Las dos etapas principales para poner en línea un pozo perforado horizontalmente y fracturado hidráulicamente son la perforación y la terminación. La fase de perforación implica el envío de una plataforma de perforación y una cuadrilla, quienes luego perforan uno o más pozos en un sitio de plataforma. La fase de finalización generalmente la realiza una cuadrilla separada, que luego comienza a revestir, cementar, perforar y fracturar hidráulicamente el pozo para la producción. En general, el tiempo entre las etapas de perforación y terminación es de varios meses, lo que contribuye a los inventarios de DUC en cada región de producción.
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Desde mediados de 2020, la cantidad de nuevos pozos perforados en los Estados Unidos y la cantidad de pozos completados han aumentado. Sin embargo, desde julio de 2020 hasta septiembre de 2022, se completaron más pozos que pozos nuevos perforados y la cantidad de DUC disminuyó. El número total de DUC en los Estados Unidos se redujo a 4333 a partir de septiembre de 2022, la menor cantidad desde al menos diciembre de 2013, cuando la EIA comenzó a estimar la cantidad de DUC.
Históricamente, los precios altos o crecientes del petróleo crudo han fomentado la terminación de pozos y la producción de petróleo crudo, así como un aumento de la perforación. Sin embargo, a mediados de 2020, la producción de petróleo crudo de EE. UU. comenzó a crecer y la cantidad de DUC disminuyó, lo que indica que los productores estaban completando DUC a un ritmo más rápido que perforando nuevos pozos. La disminución significativa en la cantidad de DUC es una ruptura con las tendencias anteriores y puede reflejar la precaución de los productores sobre el aumento de los gastos de capital necesarios para perforar nuevos pozos después de la interrupción de la industria petrolera por la pandemia de Covid-19.
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Al 14 de octubre de 2022, Baker Hughes informó 610 plataformas petroleras activas, lo que refleja un aumento significativo de las 172 plataformas el 14 de agosto de 2020. Sin embargo, el recuento de plataformas desde julio ha sido relativamente estable y ha sido históricamente bajo en comparación con otros períodos en los que Los precios de los futuros de petróleo crudo del mes anterior estaban cerca de niveles similares o incluso más bajos. El aumento de la perforación generalmente se retrasa de cuatro a seis meses con respecto al aumento de precios. Si la actividad de perforación no aumenta, las terminaciones y la producción de pozos pueden verse limitadas a medida que disminuye el número de DUC.
De las siete principales regiones productoras de petróleo y gas natural de los Estados Unidos cubiertas por la DPR, la región de Pérmico representa alrededor del 60 % de la producción de petróleo crudo. Desde enero hasta septiembre de 2022, se completaron 3904 pozos en la región de Permian. Durante el mismo período, estimamos que se perforaron 3.533 nuevos pozos en la región Pérmica. Debido a que las terminaciones superaron a los nuevos pozos perforados, el número de DUC en la región de Permian disminuyó. Desde julio de 2020 hasta septiembre de 2022, el número de DUC en la región de Permian se redujo de 3590 a 1103. El número limitado de DUC y la capacidad restringida de extracción de gas natural podrían ralentizar la actividad en la región de Pérmico.
Debido a que la mayor parte de la producción de gas natural en la región de Permian está asociada con la producción de gas natural, es decir, se produce junto con y debido a la producción de petróleo crudo, las restricciones que se desarrollan en la capacidad de extracción de gas natural también podrían comenzar a limitar el crecimiento de la producción de petróleo crudo de Permian. Los precios del gas natural en la región de Permian han disminuido en comparación con los precios de referencia de Henry Hub en Luisiana.
El diferencial de precios cada vez mayor entre el precio del gas natural en Waha Hub en el oeste de Texas y Henry Hub indica mayores restricciones en la capacidad de extracción de gasoductos en la región de Permian, ya que los productores tienen que vender su gas natural con un descuento mayor en medio de opciones de extracción limitadas, particularmente durante los períodos de mantenimiento de oleoductos. Este diferencial de precios cada vez mayor se produjo en la región de Pérmico tanto para el petróleo crudo como para el gas natural en 2018 antes de que se agregara más capacidad de extracción. A diferencia de 2018, la capacidad de extracción de oleoductos crudos en la región es actualmente suficiente para respaldar el crecimiento de la producción de petróleo crudo de Permian; sin embargo, la capacidad de gas natural enfrenta límites, lo que puede limitar el crecimiento de la producción de petróleo crudo.
Es probable que el mantenimiento reciente de la tubería esté causando más diferencias de precios entre Waha Hub y Henry Hub. A partir del 3 de octubre, El Paso Natural Gas (EPNG) redujo los flujos de gas natural hacia el oeste en más de 300 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d) en la parte sur de su sistema debido al mantenimiento que espera continuar hasta el 21 de octubre. El 4 de octubre, EPNG también anunció un corte de 300 MMcf/d en los flujos hacia el oeste a lo largo de la parte norte de su sistema debido a un evento de fuerza mayor. Es probable que el mantenimiento dure hasta el 24 de octubre.
Aunque los productores de petróleo crudo podrían quemar el exceso de gas natural, la Comisión de Ferrocarriles de Texas regula la cantidad de quema permitida en la parte de la región de Permian en Texas. A medida que la capacidad de extracción de gas natural se acerca a sus límites en la región Pérmica, la Comisión puede otorgar permisos de quema, lo que podría aliviar las limitaciones de producción de petróleo. El número de excepciones a la quema que otorga la Comisión puede variar de un año a otro.
Varios proyectos nuevos que entrarán en funcionamiento durante los próximos dos años que agregarán capacidad de extracción de gas natural a la región de Pérmico. No obstante, el amplio diferencial de precios emergente entre Waha Hub y Henry Hub indica que la región actualmente enfrenta limitaciones de capacidad. Como resultado, la cantidad de petróleo crudo y gas natural producido en la región de Pérmico puede verse limitada en el cuarto trimestre de 2022 y hasta 2023.
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