2 августа 2023 OilPrice.com | Нефть
В этой статье я расскажу об общих тенденциях, наблюдаемых в настоящее время при ежедневной добыче в Пермском бассейне. В прошлых статьях я обсуждал тот факт, что было ясно, что качество площадей в Перми, оставшихся для бурения, ухудшается. Поскольку этот бассейн является единственным крупным производителем нефти, продолжающим увеличивать ежедневную добычу в баррелях, это имеет широкие последствия для предложения и цен. В выпуске EIA-914 за июнь 2023 года, ежемесячном прогнозе добычи нефти и газа, пермский регион показан с небольшим снижением за период времени июль/август. Впервые с февраля 2021 года это произошло во время "Снежного гнева" 2021 года.
Что бы вы ни думали о долговечности этого бассейна, одно абсолютно неоспоримо. В настоящее время мы добываем из него почти 2 млрд БНЭ (бочек нефтяного эквивалента) ежегодно. За последние пять лет мы извлекли более 6 млрд БНЭ. С тех пор как мы начали практиковать гидроразрыв около 15 лет назад, мы откачали около 14 млрд баррелей. Мы взбираемся на пик Хабберта, и скоро начнётся спуск.
Мы также обсудим один из способов использования информации, которую я представлю здесь. Мы считаем, что в ближайшие кварталы будет наблюдаться всё более чёткое разграничение между победителями и проигравшими. Уже есть компании, демонстрирующие признаки попадания в первую категорию. Пожалуйста, читайте дальше, чтобы узнать, кто является лучшим в категории сланцев.
Пик Хабберта в Пермском бассейне
Компания по анализу природных ресурсов, Goerhring & Rosenscwajg-G & R, смоделировала тенденции добычи, которые предполагают, что "Пик Хабберта" в Пермском регионе наступит в конце следующего года. Хабберт был геологом, который предположил, что после извлечения половины запасов бассейна они, по сути, достигнут “пика”. Приведённый ниже график, взятый из отчёта G & R, отражает их ожидания. G & R может иметь некоторое значение, но суть остаётся, наступает переломный момент, который приведёт к снижению курса. По оценкам фирмы, использующей их модели, в бассейне остается около 20 миллиардов баррелей коммерчески извлекаемой нефти. При текущих темпах добычи это примерно на 11 лет.
Это намного меньше, чем некоторые другие оценки, в том числе оценка, проведенная Enervus, энергетической аналитической фирмой, которая использует данные Геофизической службы USGS, прогнозирует, что может быть добыто ещё 50 млрд баррелей. Время покажет, какими будут окончательные итоги, но поступающие сейчас данные подтверждают анализ G & R относительно средней точки, которая наступит в конце следующего года.
Качество площадей добычи
Одним из показателей является то, что большая часть лучших площадей разбурена. Об этом я много раз говорил в прошлых статьях. В эпоху низких цен на 2017-2020 годы многие компании повысили свой Уровень 1 - "геологические параметры, такие как толщина, термическая зрелость, содержание органики, наличие нефти, пористость и проницаемость для точного прогнозирования качества скважин", площадь, необходимая для того, чтобы соответствовать инвестиционным порогам и требованиям к отдаче. Когда цены низкие, вы разрабатываете свои лучшие активы.
В своём отчёте G & R обратила внимание на этот аспект старения пермского потенциала.
“Мы обратились к передовым методам, включая машинное обучение и нейронные сети, и добились удивительных результатов. Вместо улучшения технологий бурения мы пришли к выводу, что две трети повышения производительности в 2013-2018 годах произошло за счёт выбора наилучших мест бурения. В 2013 году 22% скважин в Мидленде относились к Уровню 1. К 2018 году Уровень 1 составлял 50% всех скважин. Поскольку скважина Уровня 1 почти в два раза продуктивнее скважины Уровня 2, миграция из районов с более низким качеством в районы с более высоким качеством привела к значительному повышению производительности скважин”.
Влияние технологий
В недавнем специальном отчёте для OilPrice "Будущее нефти и газа" мы обсуждали, как технологии повышают экономичность и продуктивность новых скважин в сланцевых пластах. Помимо прочего, благодаря увеличению горизонтальных интервалов, увеличению интенсивности заканчивания и лучшему пониманию оптимального расстояния для минимизации стыковки скважин добыча из сланцевых пластов была увеличена. Но бесплатных обедов не бывает, а способность технологий генерировать всё большее количество нефти и газа на фут интервала имеет пределы.
Приведённый ниже график из отчета G & R, который мы обсуждали, подчеркивает это снижение производительности. Производительность на фут интервала падает.
Здесь играют роль взаимоотношения "Родитель-скважина" и "ребёнок-скважина". Как отмечает G & R в своём комментарии, “Дочерние” скважины, которые являются скважинами, следующими за исходной скважиной и часто “отходящими” от неё, обычно не так продуктивны, как “материнская” скважина.
“На заре разработки сланцевых месторождений производители часто бурили единственную горизонтальную скважину, чтобы протестировать различные части бассейна и выполнить обязательства по аренде, которые часто требуют бурения скважины в течение установленного периода. Позже разработчик возвращается в лучшие районы и бурит ещё несколько скважин с одной площадки, чтобы экономно разрабатывать ресурс. Производители теперь понимают, что так называемые “дочерние” скважины добывают на 5-20% меньше нефти, чем ожидалось. По нашим оценкам, в 2012 году только 30% скважин, пробуренных в трёх значительных сланцевых бассейнах, были “детскими”. К 2022 году этот показатель достиг 85%. На участках Уровня 1, по сути, все текущие скважины являются дочерними, с более низкой, чем ожидалось, производительностью ”.
Короче говоря, по мере того, как материнские скважины истощаются и их закупоривают, снижение будет происходить более быстрыми темпами, чем мы наблюдали до сих пор, поскольку количество активных скважин всё больше и больше состоит из дочерних скважин.
Ваш вывод
Что всё это означает при рассмотрении вопроса об инвестировании в производителей сланцевой нефти, качество породы и блочность её поверхности, которая определяет запасы, являются двумя ключевыми характеристиками, которые сформируют наш тезис о долгосрочном инвестировании. Я всегда утверждал, что Devon Energy (NYSE: DVN) по этим причинам вошла бы в топ производителей сланцевой нефти. Клэй Гаспар, президент Devon, так комментирует их последнюю разработку 6-скважинной площадки в округе Ли, штат Нью-Мексико:
“Дебит отдельных скважин Exotic Cat превысил 7200 баррелей в сутки, а извлечение нефти из скважины на этой площадке приближается к превышению двух миллионов баррелей нефтяного эквивалента. Объём притока от этой деятельности входит в число самых лучших проектов, которые Devon когда-либо запускал в бассейне ”.
Используя простую математику, с шестью работающими скважинами, добывающими 7200 БНЭ в сутки, Exotic Cat Raider должна вернуть свои капитальные затраты в размере ~ 60-70 млн долларов примерно за 2-3 месяца. В этом сценарии за 2-месячный период было добыто примерно 2,59 млн БНЭ, осталось добыть ещё 9,41 млн БНЭ. Естественное снижение добычи повлияет на этот расчёт в реальности, несколько увеличив время выплаты, но простая математика выглядит довольно убедительно. Неудивительно, что мистер Гаспар был так полон энтузиазма.
Следующий показатель, который нам нужно пересмотреть, - глубина запасов. При нынешних темпах разработки, ~ 250 скважин в штате Делавэр в год, запасов, подверженных риску, остаётся на 12 лет. По мере продолжения бурения и получения дополнительных знаний из собранных данных дополнительная “переоценка рисков” добавит к общему количеству ещё пару тысяч мест бурения высшего уровня и продлит срок службы активов примерно до 20 лет.
Наконец, Devon зарекомендовал себя как умелый консолидатор запасов, приобретя WPX Energy в 2021 году. Он также значительно пополнил запасы в других бассейнах. В частности, Validus Energy в бассейне Игл-Форд в 2022 году и RimRock в бассейне Уиллистон.
Таким образом, G & R завершает свой комментарий по сланцу:
“Исходя из текущей буровой активности, средняя публичная пермская компания исчерпает буровые площадки Уровня 1 в течение 3,7 лет. Мы твёрдо верим, что по мере того, как рынок осознает, как мало осталось площадей Уровня 1, те, у кого лучшие запасы, будут рассматриваться как ценные активы. Если мы правы, эпоха роста добычи сланцевых месторождений теперь позади, и реальность Пика Хабберта близка. Огромный рост добычи сланцев за последнее десятилетие заставил многих аналитиков закрыть глаза на тенденции к снижению мировой традиционной добычи. Этой роскоши скоро придёт конец ”.
Учитывая всё это, мы считаем, что Devon Energy, торгующаяся на уровне <5X EV / EBITDA и $59 тыс. за баррель, существенно недооценена рынком. Мы также считаем, что появится возможность для торговли в краткосрочной перспективе, когда компания опубликует отчёт 2 августа 2023 года. Есть большая вероятность, что если крупнейшие компании, такие как ExxonMobil (NYSE: XOM) и Chevron (NYSE: CVX), упустят прибыль за второй квартал, то акции DVN в краткосрочной перспективе пойдут вниз. Мы рассматриваем это как возможность покупки ниже 50 долларов за акцию.
Дэвид Месслер
http://oilprice.com/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
Что бы вы ни думали о долговечности этого бассейна, одно абсолютно неоспоримо. В настоящее время мы добываем из него почти 2 млрд БНЭ (бочек нефтяного эквивалента) ежегодно. За последние пять лет мы извлекли более 6 млрд БНЭ. С тех пор как мы начали практиковать гидроразрыв около 15 лет назад, мы откачали около 14 млрд баррелей. Мы взбираемся на пик Хабберта, и скоро начнётся спуск.
Мы также обсудим один из способов использования информации, которую я представлю здесь. Мы считаем, что в ближайшие кварталы будет наблюдаться всё более чёткое разграничение между победителями и проигравшими. Уже есть компании, демонстрирующие признаки попадания в первую категорию. Пожалуйста, читайте дальше, чтобы узнать, кто является лучшим в категории сланцев.
Пик Хабберта в Пермском бассейне
Компания по анализу природных ресурсов, Goerhring & Rosenscwajg-G & R, смоделировала тенденции добычи, которые предполагают, что "Пик Хабберта" в Пермском регионе наступит в конце следующего года. Хабберт был геологом, который предположил, что после извлечения половины запасов бассейна они, по сути, достигнут “пика”. Приведённый ниже график, взятый из отчёта G & R, отражает их ожидания. G & R может иметь некоторое значение, но суть остаётся, наступает переломный момент, который приведёт к снижению курса. По оценкам фирмы, использующей их модели, в бассейне остается около 20 миллиардов баррелей коммерчески извлекаемой нефти. При текущих темпах добычи это примерно на 11 лет.
Это намного меньше, чем некоторые другие оценки, в том числе оценка, проведенная Enervus, энергетической аналитической фирмой, которая использует данные Геофизической службы USGS, прогнозирует, что может быть добыто ещё 50 млрд баррелей. Время покажет, какими будут окончательные итоги, но поступающие сейчас данные подтверждают анализ G & R относительно средней точки, которая наступит в конце следующего года.
Качество площадей добычи
Одним из показателей является то, что большая часть лучших площадей разбурена. Об этом я много раз говорил в прошлых статьях. В эпоху низких цен на 2017-2020 годы многие компании повысили свой Уровень 1 - "геологические параметры, такие как толщина, термическая зрелость, содержание органики, наличие нефти, пористость и проницаемость для точного прогнозирования качества скважин", площадь, необходимая для того, чтобы соответствовать инвестиционным порогам и требованиям к отдаче. Когда цены низкие, вы разрабатываете свои лучшие активы.
В своём отчёте G & R обратила внимание на этот аспект старения пермского потенциала.
“Мы обратились к передовым методам, включая машинное обучение и нейронные сети, и добились удивительных результатов. Вместо улучшения технологий бурения мы пришли к выводу, что две трети повышения производительности в 2013-2018 годах произошло за счёт выбора наилучших мест бурения. В 2013 году 22% скважин в Мидленде относились к Уровню 1. К 2018 году Уровень 1 составлял 50% всех скважин. Поскольку скважина Уровня 1 почти в два раза продуктивнее скважины Уровня 2, миграция из районов с более низким качеством в районы с более высоким качеством привела к значительному повышению производительности скважин”.
Влияние технологий
В недавнем специальном отчёте для OilPrice "Будущее нефти и газа" мы обсуждали, как технологии повышают экономичность и продуктивность новых скважин в сланцевых пластах. Помимо прочего, благодаря увеличению горизонтальных интервалов, увеличению интенсивности заканчивания и лучшему пониманию оптимального расстояния для минимизации стыковки скважин добыча из сланцевых пластов была увеличена. Но бесплатных обедов не бывает, а способность технологий генерировать всё большее количество нефти и газа на фут интервала имеет пределы.
Приведённый ниже график из отчета G & R, который мы обсуждали, подчеркивает это снижение производительности. Производительность на фут интервала падает.
Здесь играют роль взаимоотношения "Родитель-скважина" и "ребёнок-скважина". Как отмечает G & R в своём комментарии, “Дочерние” скважины, которые являются скважинами, следующими за исходной скважиной и часто “отходящими” от неё, обычно не так продуктивны, как “материнская” скважина.
“На заре разработки сланцевых месторождений производители часто бурили единственную горизонтальную скважину, чтобы протестировать различные части бассейна и выполнить обязательства по аренде, которые часто требуют бурения скважины в течение установленного периода. Позже разработчик возвращается в лучшие районы и бурит ещё несколько скважин с одной площадки, чтобы экономно разрабатывать ресурс. Производители теперь понимают, что так называемые “дочерние” скважины добывают на 5-20% меньше нефти, чем ожидалось. По нашим оценкам, в 2012 году только 30% скважин, пробуренных в трёх значительных сланцевых бассейнах, были “детскими”. К 2022 году этот показатель достиг 85%. На участках Уровня 1, по сути, все текущие скважины являются дочерними, с более низкой, чем ожидалось, производительностью ”.
Короче говоря, по мере того, как материнские скважины истощаются и их закупоривают, снижение будет происходить более быстрыми темпами, чем мы наблюдали до сих пор, поскольку количество активных скважин всё больше и больше состоит из дочерних скважин.
Ваш вывод
Что всё это означает при рассмотрении вопроса об инвестировании в производителей сланцевой нефти, качество породы и блочность её поверхности, которая определяет запасы, являются двумя ключевыми характеристиками, которые сформируют наш тезис о долгосрочном инвестировании. Я всегда утверждал, что Devon Energy (NYSE: DVN) по этим причинам вошла бы в топ производителей сланцевой нефти. Клэй Гаспар, президент Devon, так комментирует их последнюю разработку 6-скважинной площадки в округе Ли, штат Нью-Мексико:
“Дебит отдельных скважин Exotic Cat превысил 7200 баррелей в сутки, а извлечение нефти из скважины на этой площадке приближается к превышению двух миллионов баррелей нефтяного эквивалента. Объём притока от этой деятельности входит в число самых лучших проектов, которые Devon когда-либо запускал в бассейне ”.
Используя простую математику, с шестью работающими скважинами, добывающими 7200 БНЭ в сутки, Exotic Cat Raider должна вернуть свои капитальные затраты в размере ~ 60-70 млн долларов примерно за 2-3 месяца. В этом сценарии за 2-месячный период было добыто примерно 2,59 млн БНЭ, осталось добыть ещё 9,41 млн БНЭ. Естественное снижение добычи повлияет на этот расчёт в реальности, несколько увеличив время выплаты, но простая математика выглядит довольно убедительно. Неудивительно, что мистер Гаспар был так полон энтузиазма.
Следующий показатель, который нам нужно пересмотреть, - глубина запасов. При нынешних темпах разработки, ~ 250 скважин в штате Делавэр в год, запасов, подверженных риску, остаётся на 12 лет. По мере продолжения бурения и получения дополнительных знаний из собранных данных дополнительная “переоценка рисков” добавит к общему количеству ещё пару тысяч мест бурения высшего уровня и продлит срок службы активов примерно до 20 лет.
Наконец, Devon зарекомендовал себя как умелый консолидатор запасов, приобретя WPX Energy в 2021 году. Он также значительно пополнил запасы в других бассейнах. В частности, Validus Energy в бассейне Игл-Форд в 2022 году и RimRock в бассейне Уиллистон.
Таким образом, G & R завершает свой комментарий по сланцу:
“Исходя из текущей буровой активности, средняя публичная пермская компания исчерпает буровые площадки Уровня 1 в течение 3,7 лет. Мы твёрдо верим, что по мере того, как рынок осознает, как мало осталось площадей Уровня 1, те, у кого лучшие запасы, будут рассматриваться как ценные активы. Если мы правы, эпоха роста добычи сланцевых месторождений теперь позади, и реальность Пика Хабберта близка. Огромный рост добычи сланцев за последнее десятилетие заставил многих аналитиков закрыть глаза на тенденции к снижению мировой традиционной добычи. Этой роскоши скоро придёт конец ”.
Учитывая всё это, мы считаем, что Devon Energy, торгующаяся на уровне <5X EV / EBITDA и $59 тыс. за баррель, существенно недооценена рынком. Мы также считаем, что появится возможность для торговли в краткосрочной перспективе, когда компания опубликует отчёт 2 августа 2023 года. Есть большая вероятность, что если крупнейшие компании, такие как ExxonMobil (NYSE: XOM) и Chevron (NYSE: CVX), упустят прибыль за второй квартал, то акции DVN в краткосрочной перспективе пойдут вниз. Мы рассматриваем это как возможность покупки ниже 50 долларов за акцию.
Дэвид Месслер
http://oilprice.com/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter