Los precios más altos del gas natural conducen a una mayor producción en la cuenca de San Juan

Aug 03, 2023

Un aumento reciente en los precios del gas natural ha hecho que sea más rentable perforar en la cuenca de San Juan, lo que ha llevado a que un pozo en el noroeste del condado de Río Arriba produzca más gas que cualquier pozo producido en el último medio siglo de extracción en la cuenca de San Juan.

El pozo, conocido como Unidad Rosa #647H, está ubicado al noreste del lago Navajo y produjo 24,9 millones de pies cúbicos equivalentes por día durante un período de producción de 30 días.

LOGOS, una empresa con sede en Farmington, compró el pozo en cuestión a WPX en 2017 en medio de los bajos precios del gas que llevaron a las empresas más grandes a retirarse de la cuenca. WPX no fue la única empresa que se retiró de la cuenca. BP, ConocoPhillips y otros también salieron de San Juan y vendieron sus activos a empresas más pequeñas como LOGOS.

Jay Paul McWilliams, director ejecutivo de LOGOS, dijo que la compañía planeó inicialmente comenzar la extracción en el sitio cerca de la presa Navajo dentro de los seis meses posteriores a la compra. Pero los precios del gas continuaron cayendo y operar una plataforma de perforación es costoso.

Esos factores comenzaron a cambiar en 2021 y 2022 a medida que los precios de la gasolina se dispararon. Esto llevó a empresas como LOGOS a aumentar la producción.

McWilliams dijo que la Unidad Rosa #647H fue perforada inicialmente por WPX en 2010. Dijo que en ese momento había grandes pozos, pero no grandes precios del gas.

Los precios de la gasolina comenzaron a aumentar en 2021, lo que llevó a LOGOS a comenzar a desarrollar activos como la Unidad Rosa #647H que había adquirido de WPX.

En el anuncio, McWilliams calificó la producción récord como una indicación de que Mancos Shale, un área geológica que ha sido el objetivo reciente de extracción en la cuenca de San Juan, podría ser rentable.

"El desempeño récord de la Unidad Rosa #647H aumenta aún más nuestra confianza en la viabilidad económica de desarrollar cientos de ubicaciones de Mancos Shale dentro de la Unidad Rosa de LOGOS, que nos esforzamos por lograr de manera responsable con laterales extendidos desde menos ubicaciones de superficie", dijo. en el anuncio. "Creemos que Mancos Shale puede convertirse en uno de los principales juegos de esquisto de gas natural en los EE. UU."

Al mismo tiempo, McWilliams le dijo a NM Political Report que no prevé que las estadísticas de producción atraigan a las empresas más grandes que abandonaron la cuenca de San Juan.

Esto se debe a que gran parte de la cuenca ya está arrendada. LOGOS es el propietario principal de arrendamientos en la Unidad Rosa y posee más de 50,000 acres de tierra arrendada para extracción. Pero otras empresas también tienen presencia en la Unidad Rosa, entre ellas Hilcorp.

Además, McWilliams dijo que las características de la cuenca son diferentes a las de la Cuenca Pérmica en el sureste de Nuevo México. La cuenca de San Juan no puede soportar una alta densidad de pozos.

Si bien no prevé que empresas importantes como ConocoPhillips o WPX regresen a la cuenca, McWilliams dijo que los operadores que tienen contratos de arrendamiento en la Unidad Rosa pueden aumentar sus operaciones.

"Va a causar más actividad", dijo.

Las curvas de producción tienden a retrasarse con respecto a las curvas de precios y LOGOS se enfrenta una vez más a la caída de los precios.

Un mercado al que vende LOGOS es el mercado de California. Durante el invierno, California vio precios altos de gas natural incluso cuando el precio disminuyó en todo el país, informó Bloomberg en febrero. Si bien California ha estado impulsando nuevas leyes que restringen el gas natural, la mayoría de los californianos todavía dependen de él para calentar sus hogares y este invierno fue particularmente frío. Este fue uno de los factores que llevaron a los altos precios del gas natural en California.

En realidad, se produce muy poco gas natural en California, lo que significa que el estado tiene que importar el 90 por ciento de su gas natural.

McWilliams dijo que durante el invierno LOGOS envió una gran cantidad de gas natural a California a través de tuberías.

El gas natural también se utiliza para producir electricidad, especialmente como obturador de centrales eléctricas de carbón.

LOGOS también ve promesa en ese sector.

Los precios del gas han vuelto a bajar este año. Pero, de cara al verano, es probable que aumente la demanda de gas natural en el sector eléctrico. Esto se debe a que el consumo de electricidad aumenta en verano debido a la necesidad de aire acondicionado.

La Administración de Información de Energía de EE. UU. proyectó que el consumo de gas natural de verano en el sector de generación eléctrica este año será el segundo más alto registrado. Esto se debe al cierre de las centrales eléctricas de carbón, según la EIA.

Los precios del gas natural disminuyeron la semana pasada a medida que aumentó el inventario de gas natural almacenado. Este aumento en los suministros de almacenamiento de gas natural se debe en parte a la débil demanda y la alta producción.

Los operadores de la cuenca de San Juan esperan apuntar al sector de generación eléctrica en el futuro al presentar sus productos como más amigables con el medio ambiente que el gas de otras cuencas.

McWilliams dijo que LOGOS se ha enfocado principalmente en cumplir con los nuevos requisitos de la regla de metano del estado este año.

Al mismo tiempo, la cuenca de San Juan tiene un problema de imagen en lo que respecta al metano. En 2016, la cuenca recibió atención mundial después de que la NASA descubriera un punto de acceso de metano en la región. Si bien algunas de las emisiones de metano provienen de filtraciones naturales, el punto crítico se atribuye en gran medida a la extracción de combustibles fósiles, incluidos petróleo, gas y carbón.

Una de las razones por las que los pozos están funcionando mejor que en el pasado tiene que ver con el tipo de métodos y tecnología utilizados para extraer los combustibles fósiles.

En la cuenca se han perforado más de 40.000 pozos y, en su mayoría, han sido pozos verticales.

Eso comenzó a cambiar a fines de la década de 2000 y principios de la de 2010, cuando la fracturación hidráulica y la perforación horizontal se volvieron más comunes.

La Unidad Rosa #647H es un pozo horizontal perforado a una profundidad de aproximadamente 7,000 pies. Tiene un lateral de casi 13,000 pies, lo que le permite acceder al gas natural lejos de la boca del pozo.

McWilliams dijo que "las buenas jugadas se vuelven cada vez mejores con la nueva tecnología".

Dijo que LOGOS está tratando de utilizar la última y mejor tecnología para desarrollar pozos.

La perforación horizontal no es exactamente nueva. El primer pozo horizontal se perforó hace más de 50 años. La fracturación hidráulica, o fracking, también se remonta a más de 50 años.

Pero estas técnicas no se volvieron comunes en combinación entre sí hasta la década de 2000.

La perforación horizontal permite a los operadores acceder a una mayor parte de la formación geológica que contiene el gas. Y la fracturación hidráulica crea nuevas fracturas en las rocas y expande las existentes para aumentar el flujo de gas.

El aumento de la fracturación hidráulica y la perforación horizontal ha causado una mayor preocupación de las comunidades ambientales en todo el país, incluidas las preocupaciones sobre la fracturación hidráulica que conduce a la contaminación del agua subterránea y la naturaleza secreta de los productos químicos utilizados en la fracturación hidráulica. El auge de la fracturación hidráulica también generó preocupaciones sobre cómo las empresas eliminan el agua producida, un subproducto de la producción de petróleo y gas que a menudo incluye fluidos de fracturación retenidos.

Estas preocupaciones llevaron a la Oficina Federal de Administración de Tierras a emprender un plan de administración de recursos revisado para el esquisto de Mancos-Gallup. Gran parte de la atención que recibió el plan revisado se centró en un área que rodea el Parque Histórico Nacional de la Cultura Chaco. El plan de gestión de recursos original se publicó en 2003 y no consideró los impactos del aumento de la perforación horizontal y la fracturación hidráulica.

La secretaria del Interior, Deb Haaland, retiró oficialmente la semana pasada los minerales, incluido el petróleo y el gas, del arrendamiento dentro de un radio de 10 millas del Parque Histórico Nacional de la Cultura Chaco.

Los grupos de defensa ambiental e indígena ahora están pidiendo una eliminación gradual de la producción de combustibles fósiles, especialmente en la región del Gran Chaco, que abarca gran parte de la cuenca de San Juan.

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