Las extracciones brutas de gas natural en la región del Pérmico marcaron un récord anual en 2022 con 21.000 millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d), un 14% por encima de la media de 2021, según el Informe de Productividad de Perforación.
La producción bruta anual de gas natural en la región del Pérmico, que se extiende por el oeste de Texas y el este de Nuevo México, ha aumentado de forma constante durante más de una década y siguió creciendo en los primeros cuatro meses de 2023.
Los productores de la Cuenca Pérmica responden a las fluctuaciones del precio del crudo a la hora de planificar sus actividades de exploración y producción, ya que la mayor parte de la producción de gas natural de la Cuenca Pérmica es gas natural asociado producido a partir de pozos petrolíferos.
La cuenca del Pérmico es la segunda mayor cuenca productora de gas natural de Estados Unidos, después de la cuenca de los Apalaches, que abarca Pensilvania, Virginia Occidental y Ohio. En la cuenca de los Apalaches, la actividad de perforación de pozos se centra en el gas natural, lo que hace que la producción responda menos directamente a los precios del crudo.
Los precios del crudo bajaron en 2020 debido a que la pandemia de COVID-19 redujo la demanda mundial de petróleo. Los precios se situaron en una media de 39 dólares por barril (b) en 2020, lo que contribuyó a una rápida caída del número de plataformas hasta un mínimo de 122 plataformas en agosto de 2020 y una media de 220 plataformas para el año. Más tarde, cuando los precios del crudo empezaron a subir, con una media de 68 $/b en 2021 y 94 $/b en 2022, también lo hizo el número de plataformas, con una media de 240 en 2021 y 335 en 2022. A medida que crecía el número de plataformas, aumentaba la producción de gas natural del Pérmico.
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A medida que aumenta la producción de gas natural en la cuenca del Pérmico, las empresas de gasoductos midstream siguen aumentando la capacidad de extracción de la región. Las empresas han anunciado que para finales de 2024 habrá 4,2 billones de pies cúbicos diarios más de nueva capacidad de gasoductos, lo que permitirá que una mayor producción llegue a los mercados de consumo y a las terminales de gas natural licuado de la costa estadounidense del Golfo de México:
- La ampliación de la capacidad del gasoducto Whistler ampliará la compresión mediante la instalación de tres nuevas estaciones de compresión en el gasoducto, lo que aumentará la capacidad en 0,5 Bcf/d a 2,5 Bcf/d. Se espera que el proyecto entre en servicio a finales de 2024. Se espera que el proyecto entre en servicio en septiembre de 2023.
- La ampliación del oleoducto Permian Highway ampliará la compresión, aumentando la capacidad en 0,55 Bcf/d hasta 2,65 Bcf/d. Se espera que el proyecto entre en servicio en septiembre de 2023. Se prevé que el proyecto entre en servicio en noviembre de 2023.
- El Gulf Coast Express Pipeline ampliará la compresión y aumentará la capacidad en 0,6 Bcf/d hasta alcanzar los 2,65 Bcf/d en diciembre de 2023.
- El gasoducto Matterhorn Express añadirá 2,5 Bcf/d de capacidad de transporte en el cuarto trimestre de 2024. El gasoducto, de 490 millas de longitud, transportará gas natural desde el centro de distribución de Waha hasta Katy (Texas).
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