Articolo originale pubblicato su Dow Jones English Newswire, traduzione a cura della redazione Il Sole 24 Ore Radiocor.

Di Jinjoo Lee

(Il Sole 24 Ore Radiocor Plus) - , 27 nov - Quanto in basso possono scendere?

I produttori statunitensi di scisto sono stati impegnati in un'incessante ricerca per ottenere petrolio al minor costo possibile. Con un sacco di soldi in tasca e la sensazione che presto potrebbero esaurire le loro migliori scorte nel prolifico bacino di Permiano, alcune compagnie hanno spostato la loro attenzione sull'assicurarsi di ottenere fino all'ultima goccia di greggio possibile da quello che hanno. E questo potrebbe tradursi in un aumento dei costi oggi.

I produttori hanno fatto un ottimo lavoro per massimizzare la produzione iniziale. Secondo i dati di Enverus, la produttività terrestre e offshore degli Stati Uniti, misurata come quantità di petrolio prodotta nei primi 12 mesi per ogni metro perforato, è in costante crescita dal 2007.

I pozzi onshore e offshore statunitensi che hanno prodotto per 12 mesi a partire dall'agosto 2022 sono risultati più produttivi del 59% rispetto a quelli perforati cinque anni prima. Secondo Jason Brown, economista della Fed di Kansas City, questi aumenti sono stati determinati dai miglioramenti della tecnologia sismica e della mappatura, dalla maggiore lunghezza dei pozzi e dalla quantità di fluido di fratturazione utilizzato.

Non è chiaro per quanto tempo gli aumenti di produttività potranno continuare a questo ritmo. Potrebbe esserci un limite alla lunghezza dei pozzi laterali, ad esempio. Non solo l'allungamento di un pozzo richiede più terreno contiguo, ma più i pozzi si allungano, più è difficile fare la manutenzione, secondo Mark Chapman, vicepresidente senior della divisione oil-field services intelligence di Enverus.

Nel frattempo, i guadagni di efficienza si sono stabilizzati. Secondo Chapman, la velocità di perforazione ha raggiunto un picco di circa 1.400 piedi al giorno nel lato Midland del bacino Permiano. L'efficienza del capitale nel corso della vita di uno sviluppo è stata piuttosto stagnante negli ultimi anni ed è diminuita più di recente a causa dell'aumento dei costi dei servizi del campo petrolifero.

Una preoccupazione fastidiosa per lo scisto statunitense è che, sebbene l'industria sia diventata molto brava a estrarre il petrolio, ciò è avvenuto al costo di lasciarne un po' nel terreno. Se gli strati sotterranei di scisto sono analoghi a un frullato, il metodo tradizionale - noto come sviluppo "best-bench" - prevedeva l'iniziale estrazione tramite una o poche 'cannucce' in una sezione e il successivo aumento del numero di pozzi in un secondo momento. Se da un lato si ottenevano pozzi iniziali molto produttivi, dall'altro il problema era che i pozzi successivi erano molto meno produttivi.

Lo sviluppo a cubo, noto anche come co-sviluppo, mira a risolvere questo problema. Si tratta di infilare più cannucce intorno al frullato immaginario prima dell'estrazione. I produttori utilizzano questo metodo da molti anni, ma c'è stato bisogno di diversi tentativi per calibrare il posizionamento dei pozzi. Il vantaggio evidente è che, se fatto correttamente, i produttori possono aspettarsi di estrarre complessivamente più petrolio.

"In generale, la maggior parte ritiene che lo sviluppo a cubo produca un recupero totale di petrolio più elevato rispetto al metodo best-bench-first", ha scritto in un'e-mail Stephen Sagriff, vicepresidente senior dell'intelligence di Enverus. Sagriff ha fatto notare che negli ultimi anni circa il 60% di tutto lo sviluppo nel Permiano è avvenuto con uno sviluppo di tipo cubico.

Exxon Mobil è un sostenitore dichiarato. Nella sua call di ottobre, la società ha stimato che il suo metodo di sviluppo a cubo sta producendo un valore attuale netto superiore del 30%-50% rispetto a un concorrente che utilizza l'approccio best-bench nella contea di Martin, in Texas. Questo metodo è stato anche uno dei motivi che hanno spinto Exxon ad acquistare Pioneer Natural Resources. Exxon ritiene di poter estrarre più idrocarburi dalle aree di Pioneer utilizzando il proprio metodo di sviluppo a cubo.

Gli investitori non sono del tutto convinti di queste alte proiezioni, soprattutto perché la major petrolifera non è considerata il miglior sviluppatore di scisto. Tra gli altri che utilizzano questo approccio c'è Diamondback Energy, che dal 2019 è passata al co-sviluppo. Diamondback è passata da una media di circa tre pozzi per progetto nel 2015 a 10 nel 2019 e a circa 24 ad oggi, secondo la presentazione agli investitori di questo mese.

L'aspetto negativo dello sviluppo a cubo è che costa di più nella fase iniziale, richiede più tempo per arrivare alla produzione e comporta rischi sostanziali. Nello sviluppo a cubo, la spaziatura dei pozzi deve essere piuttosto fitta affinché un produttore possa davvero massimizzare la quantità di petrolio nel corso della durata dello sfruttamento. Ma se i pozzi sono troppo vicini, il potenziale di produttività diminuisce drasticamente.

Come dice Tom Loughrey, presidente della società di analisi energetica FLOW Partners: Ottimizzare il recupero del petrolio significa che un produttore deve arrivare "abbastanza vicino al bordo" del punto in cui il recupero del petrolio definitivo crolla improvvisamente. È quello che è successo ad alcuni progetti a cubo precedenti, che non sono riusciti a produrre idrocarburi come previsto perché i pozzi non erano sufficientemente distanziati.

Non tutti credono alla premessa che lo sviluppo a cubo sia, in ultima analisi, più efficiente dal punto di vista del capitale nell'arco della vita di uno progetto. Ciò che è chiaro, tuttavia, è che solo gli sviluppatori con tasche profonde, pazienza e una certa tolleranza al rischio possono provarlo. Potrebbe anche essere necessario un diverso tipo di investitori. Loughrey osserva che quando i pozzi di Pioneer Natural Resources hanno iniziato a diventare più densi all'inizio del 2022, "Wall Street non ha gradito" e la società ha iniziato a distanziare i pozzi tra loro. Ritiene che Exxon sia in grado di affrontare lo sviluppo a cubo perché la sua base comprende investitori più tematici che non sono così concentrati sui miglioramenti trimestrali dell'efficienza del capitale.

Il fatto che alcuni dei maggiori sviluppatori del Permiano stiano perseguendo un metodo ad alta intensità di capitale e in qualche modo rischioso, suggerisce che sono meno fiduciosi sul numero di giacimenti ad alto potenziale rimasti nello shale patch e più fiduciosi sulla pazienza dei loro investitori.

Scrivere a Jinjoo Lee all'indirizzo jinjoo.lee@wsj.com

 

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November 27, 2023 12:41 ET (17:41 GMT)

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