La producción de petróleo de los 48 estados ‘lower’ de Estados Unidos, excluido el Golfo de México, alcanzó un máximo de 9,2 millones de barriles diarios en agosto, tras los aumentos consecutivos registrados desde junio.
Esta subida ha ayudado a que el total nacional supere los 11 millones de barriles diarios y es probable que se mantenga por encima de esa marca durante el resto del año, según las estimaciones de Rystad Energy.
No obstante, a partir de septiembre podría producirse una disminución gradual de la producción de L48, ya que la perforación en tierra sigue estando por debajo del nivel necesario para mantener la producción en casi todas las cuencas petrolíferas de los Estados Unidos, a pesar de un sólido ejercicio de fracking en el que los operadores están poniendo en línea su inventario de pozos perforados pero no terminados (DUC). Rystad Energy proyecta que la producción en tierra de los EE.UU. comenzará a aumentar de nuevo en la segunda mitad de 2021.
Los datos preliminares de producción de pozos para julio ya han sido reportados para casi todos los principales estados productores de petróleo y gas.
Después de recuperarse en alrededor de 540.000 bpd en junio, los volúmenes de petróleo de los 48 estados más bajos, excluyendo al GdM, aparentemente registraron un segundo aumento mensual de más de 400.000 bpd en julio. Se estima otro aumento de 230.000 bpd en agosto de las mismas regiones, lo que llevaría el total del mes a un pico de 9,2 millones de bpd.
La producción del Golfo de México y Alaska aumentó entre 160.000 y 170.000 bpd en julio. Es muy probable que el total nacional haya superado los 11 millones de bpd en ese mes y que se mantenga potencialmente por encima de ese nivel durante el resto del año.
Según los datos actualizados de julio, la producción de gas seco de EE.UU. aumentó en unos 550 millones de pies cúbicos por día entre junio y julio y se espera que promedie unos 90.000 millones de pies cúbicos por día en la segunda mitad del año.
Figura 1. Fuente: Rystad Energy
La actividad del Fracking se recuperó bruscamente en julio, impulsada por la Cuenca del Pérmico. Después de mantenerse estable en agosto, la industria produjo otro aumento secuencial en septiembre. Actualmente estimamos que alrededor de 650 operaciones de fracción se iniciaron en septiembre. Los operadores están adelantando sus terminaciones de DUC, aprovechando los bajos costos de los servicios de los campos petroleros en el mercado spot, ya que la franja del WTI subió a un rango de 40 dólares por barril hace unas semanas.
La producción de petróleo en la cuenca de Williston – Dakota del Norte y Montana juntas – aumentó en 170.000 bpd en julio, elevando el total de la cuenca a casi 1,1 millones de bpd. La mayoría de los cierres se restauraron a finales de julio, aunque algunos pozos seleccionados sólo mostrarán todo su potencial de producción en los datos de agosto.
La producción de petróleo de Texas aumentó en 125.000 bpd y Nuevo México añadió 60.000 bpd en julio. La recuperación en julio no se limitó a la cuenca del Pérmico, sino que el Eagle Ford del sur de Texas también contribuyó de manera significativa al reactivarse los volúmenes reducidos. Miles de pozos de extractores en Texas permanecieron inactivos en julio, pero esos pozos representan sólo una parte marginal del total estatal.
Cada uno de los principales estados de las Rocosas – Colorado, Wyoming y Utah – registraron aumentos de producción, y el total de los tres aumentó entre 25.000 y 30.000 bpd en julio. La producción de gas de Pensilvania registró un aumento de unos 600 MMcfd en julio, pero la producción total de gas seco de algunas de las regiones centrales de gas, como los Apalaches, Luisiana, el resto de Texas, todavía vio un descenso secuencial, ya que las regiones fuera de Pensilvania siguieron en declive, según nuestro análisis. La producción de petróleo de Alaska aumentó en 80.000 bpd y en 85.000 bpd en el Golfo de México en julio.
“Todavía anticipamos que la producción de petróleo de EE.UU. promediará los 10,82 millones de bpd en 2021. Se espera una disminución gradual en el primer semestre del año, seguida de una recuperación en el cuarto trimestre. Las perspectivas para los 48 estados más bajos, excluyendo el Golfo de México, han sido revisadas al alza en 90.000 bpd para la segunda mitad del próximo año, a medida que empezamos a oír hablar de modestos incrementos en el número de plataformas petrolíferas antes de finales de este año”, dice el Jefe de Investigación del Shale de Rystad Energy, Artem Abramov.
Este aumento se limitará a un puñado de productores sin un tamaño significativo de inventario DUC. La mayoría de los productores con un gran número de DUCs planean aumentar la actividad de las plataformas sólo en la primera mitad del próximo año para permitir una transición suave de un programa de finalización apoyado por el DUC a un modo de operaciones normal.
Hemos revisado nuestra previsión de producción de gas seco para 2021 en 500 MMcfd, y la contribución más significativa proviene de una disminución de la base más resistente en las cuencas de gas. En la región de los Apalaches todavía hay un número significativo de pozos antiguos que producen a tasas restringidas, y estos pozos podrían hacer una contribución positiva de hasta 600-700 MMcfd a la producción base en los próximos tres o cuatro trimestres.
Incluso con un suministro adicional de 500 MMcfd en 2021 en comparación con las perspectivas anteriores, el mercado nacional de gas de los Estados Unidos sigue dirigiéndose hacia un déficit estructural de suministro, con la posibilidad de que los precios nacionales del gas sean más fuertes si el mercado mundial del gas se recupera aún más.
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