¿Se acerca un punto de inflexión para la cuenca petrolera más prolífica de América?

• El Cuenca del Pérmico ha sido el motor del crecimiento en la producción de esquisto durante varios años, pero algunos temen que su producción pueda alcanzar pronto su pico.
• Varios factores han contribuido a la estabilización y posible pico de la producción de esquisto en el Pérmico, pero un factor ha sido ampliamente pasado por alto: las relaciones gas-petróleo.
• La creciente presencia de gas en la Cuenca del Pérmico podría obstaculizar la producción en los próximos años, lo que brinda una buena oportunidad para las empresas de transporte de hidrocarburos.

Las compañías de la cadena de suministro intermedia se están beneficiando del problema del gas en el Permian. La cuenca del Permian ha sido el motor del crecimiento en la producción de esquisto durante varios años, sumando alrededor de 4 millones de barriles de petróleo por día y 18 mil millones de pies cúbicos de gas a su producción. Otras cuencas clave de petróleo de esquisto, notablemente el Eagle Ford y el Bakken, han caído desde sus máximos de producción de petróleo en 2014. Actualmente estamos produciendo aproximadamente 9.8 millones de barriles de petróleo por día y hemos estado en o cerca de esos niveles durante varios meses. ¿Podría estar acercándose un punto de inflexión?Se han discutido varias razones para el estancamiento y el posible pico de la producción de esquisto en el Permian. Más recientemente en este artículo de Oilprice. Las disminuciones en los niveles de actividad de las plataformas para la cuenca, una menor actividad de finalización gracias a los pozos DUC (perforados pero no completados), la reducción de los lugares de perforación no perforados del Nivel I (los más económicos) y los precios más bajos del WTI durante la mayor parte de los últimos dos años han contribuido a detener la tasa de crecimiento de la producción del Permian. Hasta ahora, los avances en tecnología, como secciones laterales más largas e intensidad de finalización más alta, han superado estos factores negativos, permitiendo los aumentos incrementales de 10-20 mil barriles de petróleo por día que hemos estado viendo cada mes.Un nuevo factor que no ha recibido mucha discusión es el aumento de la relación gas-petróleo (GOR) para la producción de esquisto. Esto está ocurriendo en otras cuencas, como se observa en el completo DPR de la EIA, donde el Bakken, Eagle Ford y el Denver Julesberg están registrando niveles más altos. Esta tendencia es liderada por la creciente presencia de gas en el Permian, como se señala en un suplemento DPR-GOR publicado en diciembre de 2023, que ha aumentado casi un 30% desde 2019.Con el aumento del gas asociado, el problema de las limitaciones de transporte, es decir, la capacidad de las proveedoras de la cadena de suministro intermedia para llevar mayores cantidades de gas al mercado, se convierte en un problema. La falta de gasoductos de transporte instalados lleva en una dirección, una disminución de la actividad de perforación hasta que haya nueva capacidad disponible. Explicando en parte el estancamiento de la producción del Permian desde principios de año, el gráfico a continuación de una publicación de blog de RBN Energy con crédito a Natural Gas Intelligence ilustra la situación en la que se encuentran actualmente los productores del Permian.Hay ayuda en el horizonte, como indica el gráfico de RBN en la sección rosa en la parte superior. Se espera que la línea Matterhorn Express comience a operar a mediados de este año y proporcionará la capacidad de transporte de otros 2.5 BCF/D. Desde el WAHA Hub en el Permian a los hubs de Katy y Wharton, se espera que se llene rápidamente, ofreciendo solo un alivio temporal para la situación.Para marcar el tiempo mientras se espera que comience a operar el Matterhorn Express, los perforadores del Permian han estado trasladando la actividad de la parte más gaseosa, el lado de Texas de la subcuenca Delaware, a la subcuenca Midland más ponderada en petróleo. El gráfico de RBN a continuación muestra este cambio en un recuento de plataformas que ya estaba disminuyendo, descendiendo bruscamente en Delaware este año. Parte de la justificación para el cambio es que los pozos en Delaware tienden a ser más profundos y calientes que en Midland para explotar la formación productiva clave - el Wolfcamp A - lo que lleva al cambio en la relación GOR.Hay más ayuda en camino para esta situación a largo plazo. Lo próximo potencialmente en el espacio de nuevos gasoductos es el DeLa Express de 690 millas que actualmente está pasando por el proceso de permisos. Se extenderá desde el Permian hasta Lake Charles, LA, y proporcionará otros 2 BCF/D de salida. Asumiendo que no haya retrasos extensos, el DeLa Express no estará en servicio hasta 2028, potencialmente 4 años en el futuro. East Daley Analytics señala otros proyectos de transporte que también podrían materializarse en este marco de tiempo general."El (DeLa) proyecto se une a una lista de propuestas de gasoductos que incluyen el Apex de Targa Resources (TRGP), el Warrior de Energy Transfer (ET), y la expansión de 80 MMcf/d del sistema de gasoductos de gas natural de América de Kinder Morgan (KMI) en terrenos ya explotados (fecha de inicio del servicio en noviembre del '24)".Independientemente del resultado de estas nuevas propuestas de gasoductos, el futuro gaseoso del Permian depende de que al menos algunas de ellas avancen para ofrecer crecimiento en líquidos.Como inversionistas, este aumento de gas en la producción del Permian tiene implicaciones que afectan tanto a los operadores del Upstream como a las compañías de la cadena de suministro intermedia. En el lado del Upstream, los planes de desarrollo pueden encontrar obstáculos para la producción ponderada en gas. Como se mencionó anteriormente, ya hemos visto esto cuando los operadores trasladaron plataformas fuera de la cuenca de Delaware, prefiriendo el contenido más oleoso de la cuenca de Midland. Para las compañías con una exposición alta a Delaware, esto podría resultar en retrasos para llevar adelante proyectos de alto potencial. Una situación en la que la producción y los ingresos podrían verse afectados.Para las compañías de la cadena de suministro intermedia, los problemas de las compañías del Upstream representan oportunidades: tuberías llenas y tarifas más altas, y este año hemos visto cómo esto se ha reflejado en las tendencias de precios de sus acciones. Las compañías del Upstream han languidecido en gran medida, mientras que las de la cadena de suministro intermedia han subido notablemente.Algo a tener en cuenta sería el inicio de la operación del Matterhorn Express. A medida que este masivo proyecto de 2.5 BCFD comience a operar, es posible que las acciones de los productores aumenten en anticipación de mayores volúmenes e ingresos.Por David Messler para Oilprice.comMás lecturas principales de Oilprice.com:- Shadow Fleet Derails Shipping Industry’s Efforts to Cut Emissions- Gasoline Prices Surge as Summer Driving Season Heats Up- India's Largest Refinery Inks Russian Oil Deal