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Permian

Chevron prevé un aumento del 10% de la producción de Permian

Chevron tiene como objetivo aumentar la producción de Permian en un 10% este año, ya que la segunda mayor empresa de Estados Unidos sigue en camino de alcanzar 1 millón de barriles día de la principal zona de esquisto en 2025.

La producción de la compañía en la cuenca alcanzó un récord trimestral de 867.000 bpe/d en los tres últimos meses de 2023.

Chevron tiene previsto seguir aumentando su cartera de pozos perforados pero no terminados en la cuenca. Su producción en el Pérmico se reducirá ligeramente en el primer semestre antes de recuperarse y situarse en torno a los 900.000 b/d a finales de año.

La empresa empezó el año con 12 plataformas de perforación y tres sets de fractura en Permian.

“Añadiremos un cuarto equipo de fracturación hidráulica a mediados de año, pero al mismo tiempo nos estamos volviendo más eficientes”, declaró Mike Wirth, CEO de Chevron, añadiendo que la inflación se ha moderado en la región.

Chevron ha previsto una inversión de unos 5.000 millones de dólares este año, frente a los 4.000 millones de 2023.

“Estamos en el nivel de capital que creo que va a ser necesario para alcanzar” el objetivo de 1 millón de bpe/d, dijo Wirth.

La producción mundial de Chevron aumentó a más de 3,1 millones de bpe/d el año pasado, impulsada por un aumento del 14% en Estados Unidos.

La producción neta de EE.UU. aumentó un 34% en el cuarto trimestre con respecto al año anterior, principalmente como resultado de la adquisición de PDC Energy, que añadió 266.000 bpe/d, así como de Permian.

La empresa aumentó el dividendo trimestral un 8pc hasta 1,63 $/acción.

“En 2023, devolvimos más efectivo a los accionistas y produjimos más petróleo y gas natural que en cualquier otro año de la historia de la empresa”, declaró Wirth.

El año pasado, Chevron acordó la compra del productor independiente Hess por 53.000 millones de dólares en acciones, con el fin de afianzarse en Guyana, país sudamericano productor de petróleo en pleno auge. Actualmente está respondiendo a una petición de la Comisión Federal de Comercio de EE.UU. (FTC) para obtener más información sobre el acuerdo. El cierre de la operación está previsto para mediados de año, según Wirth.

Los beneficios del cuarto trimestre, de 2.300 millones de dólares, fueron inferiores a los 6.400 millones del mismo periodo del año anterior. Los resultados incluyeron 1.800 millones de dólares de cargos por deterioro de la actividad de exploración y producción en Estados Unidos, así como 1.900 millones de dólares de obligaciones de desmantelamiento en el Golfo de México.

La producción de shale estadounidense aumentará más de lo previsto

El shale de Estados Unidos, que representa la mayor parte del crecimiento de la oferta de petróleo de los países no pertenecientes a la OPEP+, registrará un aumento de la producción mayor de lo previsto para este año.

Varios productores importantes aumentaron sus previsiones de producción tras anunciar una producción fuerte o récord en el segundo trimestre, mientras que la Administración de Información Energética (EIA) elevó su previsión de aumento para 2023 en su último informe mensual.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) también espera que el fuerte aumento de la producción de Estados Unidos lidere una oferta mundial récord este año.

Varios grandes productores de petróleo estadounidenses, entre ellos Chevron y ExxonMobil, registraron una producción récord en el segundo trimestre, lo que ha llevado a aumentar las previsiones de producción.

Chevron informó una producción récord de shale en Permian, que aumentó un 11% en el segundo trimestre de 2023 en comparación con el periodo del año anterior.

“La sólida ejecución ha dado lugar a una producción récord en la cuenca de Permian este trimestre”, declaró Mike Wirth, presidente y consejero delegado de Chevron.

La producción mundial neta equivalente de petróleo de Chevron aumentó un 2% con respecto al trimestre anterior, debido principalmente a una producción récord en Permian de 772.000 barriles equivalentes de petróleo al día (bpd).

El otro supergrande estadounidense, ExxonMobil, logró una producción trimestral récord en Permian y Guayana en el segundo trimestre.

“La producción ha aumentado un 20% interanual en Guyana y el Pérmico”, declaró Darren Woods, presidente y CEO de Exxon.

ConocoPhillips, por su parte, también logró una producción récord en el segundo trimestre, impulsada por la producción en Estados Unidos.

“Hemos alcanzado una producción récord y hemos aumentado nuestras previsiones de producción para todo el año por segundo trimestre consecutivo”, declaró Ryan Lance, presidente y CEO.

Ahora se espera que la producción para todo el año sea de 1,80-1,81 millones de bpd, frente a la previsión anterior de 1,78-1,80 millones de bpd.

La producción de petróleo de Pioneer Natural Resources en el segundo trimestre se situó en el extremo superior del intervalo previsto.

“La fuerte productividad de los pozos y la alta eficiencia de las operaciones respaldan nuestra capacidad para aumentar las previsiones de producción para todo el año, al tiempo que reducimos las previsiones de capital para todo el año mediante una reducción deliberada de la actividad”, declaró Rich Dealy, presidente y director de Operaciones.

Ahora se espera que la producción total para 2023 oscile entre 697.000 y 717.000 bpd, un aumento de 22.000 bpd en el punto medio en comparación con las previsiones iniciales para 2023.

La producción de Occidental Petroleum en el segundo trimestre, de 1,218 millones de bpd, superó el punto medio de las previsiones en 42.000 bpd, y la empresa elevó las previsiones de producción para todo el año a 1,21 millones de bpd.

“Los logros técnicos de nuestro equipo nos han posicionado para un sólido segundo semestre de 2023, lo que nos da confianza para elevar las previsiones de producción de petróleo y gas para todo el año”, declaró la presidenta y CEO, Vicki Hollub.

El operador de oleoductos Enterprise Products Partners está recibiendo mensajes optimistas de los productores sobre la actividad, dijo Tony Chovanec, vicepresidente de Fundamentals and Supply Appraisal, en la llamada de resultados del segundo trimestre del operador de midstream.

Las empresas aceleran sus inversiones en Permian

Las compañías hidrocarburíferas en Permian planearon aumentar su producción incluso cuando se esperaba que la región cayera ligeramente en la producción de petróleo este mes.

En un informe del 28 de julio sobre las operaciones del segundo trimestre, Chevron les dijo a los accionistas que vio una producción récord en la región durante ese período, un aumento del 11% con respecto al mismo período hace un año. Eso significó que la empresa produjera 772.000 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d) en el segundo trimestre de 2023.

La compañía dijo que las operaciones recientes y el crecimiento en Permian, en el sureste de Nuevo México y el oeste de Texas, llevaron a planificar nuevas inversiones en el área.

El director ejecutivo Mike Wirth promocionó la adquisición recientemente anunciada por parte de Chevron de PDC Energy, con sede en Denver, en un acuerdo de 7.600 millones de dólares anunciado en mayo que incluía 25.000 acres productores en Permian.

Se esperaba que eso cerrara a fines de año, y se esperaba que aumentara aún más la presencia de la compañía global en la región.

“La sólida ejecución dio como resultado una producción récord en la cuenca del Pérmico este trimestre”, dijo Wirth en el informe trimestral. “Nuestro rendimiento constante y el uso disciplinado del capital generan un valor superior para nuestros accionistas”, agregó.

Mientras tanto, Matador Resources dijo que estaba aumentando sus operaciones en la subcuenca occidental de Delaware de Permian, que se extiende a ambos lados de la línea estatal de Nuevo México-Texas.

En un informe trimestral del 25 de julio, Matador dijo que vio una producción de petróleo y gas “récord” en el segundo trimestre después de adquirir Advance Energy Partners en abril, activos que, según Matador, estaban funcionando mejor de lo esperado y llevarían a la compañía a aumentar las expectativas para 2023 y 2024.

Ese acuerdo fue valorado en alrededor de 1.6 mil millones de dólares e incluyó 18,500 acres y 406 ubicaciones de perforación horizontal, 206 operadas y 200 no operadas.

En el segundo trimestre de 2023, Matador dijo que promedió alrededor de 130 000 boe/d, la mayor cantidad en su historia, liderada por los activos de Advanced y otros pozos en el condado de Lea.

El CEO de Matador, Joseph Foran, dijo que la compañía estaba en camino de aumentar su producción a 140.000 boe/d para el cuarto trimestre del año, lo que marcaría un aumento del 40 por ciento en 2023.

 

 

“Cerramos la adquisición de Advance en abril de 2023 e inmediatamente comenzamos a implementar estrategias de ahorro de costos tanto en nuestras operaciones de perforación como de finalización, además de optimizar las operaciones diarias que conducen a reducciones anticipadas en los gastos operativos de arrendamiento”, dijo.

“Los activos de Advance continúan funcionando mejor de lo que esperábamos, lo que nos ha permitido aumentar nuestra guía de producción para 2023 y nos prepara para un 2024 aún mejor”, agregó.

Si bien se esperaba que la producción de petróleo descendiera en 11 000 barriles de petróleo por día (bopd) en Permian, según un informe de la Administración de Información Energética (EIA), la región seguía produciendo más petróleo que todas las demás regiones importantes de shale combinados en alrededor de 5,8 millones de bopd el próximo mes.

Se esperaba que Permian liderara las regiones de esquisto de Estados Unidos en el crecimiento de la producción de gas natural, ya que la EIA esperaba que el Pérmico creciera en 36 millones de pies cúbicos por día (tcf) de gas natural a aproximadamente 23,4 mil millones de tcf en la actualidad.

Según un informe de Baker Hughes, Nuevo México y Texas, que comparten el Permian mantuvieron sus lugares como el segundo y primer lugar, respectivamente, con mayor cantidad de equipos. Hasta el viernes, Nuevo México dejó caer dos plataformas para su total de 111, mientras que Texas se mantuvo estable en 322 plataformas.

La firma global de análisis de energía Enverus dijo que Permian estaba liderando los EE. UU. en lo que respecta a fusiones y adquisiciones (M&A) entre compañías de petróleo y gas que buscan continuar una tendencia de consolidación de activos conocidos que comenzó en medio de la pandemia de COVID-19 y la caída histórica del valor. de petróleo y gas doméstico.

En el segundo trimestre, Enverus informó que las fusiones y adquisiciones upstream aumentaron a 24 mil millones de dólares en 20 acuerdos liderados por Permian.

“El segundo trimestre vio un regreso atronador a las fusiones y adquisiciones de Permian después de un comienzo de año relativamente tranquilo”, dijo el director de Enverus, Andrew Dittmar. “Se ha estado gestando la necesidad de que los compradores públicos aseguren un inventario de perforación de calidad, y la presión para hacer un trato ha ido en aumento a medida que las oportunidades restantes se reducen con cada transacción sucesiva. Eso, a su vez, está impulsando valoraciones más altas en los activos restantes”.

La perforación de crudo continúa en caída en EEUU

La actividad petrolera en Estados Unidos está estancada. El reporte de Baker Hughes encendió las alarmas ya que en los últimos 7 días se bajaron 5 equipos lo que implicó que el número total de equipos de perforación descendió a 682. Esto significa 71 menos que el año pasado por estas fechas.

El recuento actual es de 393 plataformas menos que el recuento de plataformas a principios de 2019, antes de la pandemia.

El número de plataformas petrolíferas disminuyó en 6 esta semana hasta 546, mientras que el número de plataformas de gas se mantuvo igual, en 130. Las plataformas de gas están ahora 27 por debajo de donde estaban hace un año, mientras que las plataformas petrolíferas están 48 por debajo. El número de plataformas diversas aumentó en 1, situándose en 6.

Asimismo, el número de plataformas en Permian descendió en 1 y se sitúa ahora 8 plataformas por debajo del mismo nivel del año pasado. El número de plataformas en Eagle Ford se mantuvo sin cambios y se redujo en 12 plataformas con respecto al año pasado.

En tanto, el recuento de fracturación de Primary Vision, una estimación del número de equipos que completan pozos inacabados, lo que resulta más barato que perforar nuevos pozos, aumentó por segunda semana consecutiva, en 2 unidades en la semana que finalizó el 16 de junio, hasta 268.

En este sentido, la suma de equipos de fracturación está 16 por detrás del recuento de la cuenca del Eagle Ford. El recuento de fracturación es 16 menos de lo que era el año pasado por estas fechas.

Además de la tendencia a la baja de la actividad de perforación, los niveles de producción de crudo en Estados Unidos cayeron a 12,2 millones de bpd en la semana que finalizó el 16 de junio, según las últimas estimaciones semanales de la EIA, volviendo a los niveles de enero. Los niveles de producción de Estados Unidos han aumentado en 200.000 bpd con respecto a hace un año.