((Traduzione automatica di Reuters, consultare il disclaimer https://bit.ly/rtrsauto))
(Aggiunto ulteriore commento di Apache nel paragrafo 9 e prezzo del gas Waha nel paragrafo 15) di Georgina McCartney e Scott DiSavino
In un contesto di eccesso di offerta e prezzi bassi, gli operatori di trivellazione petrolifera in Texas stanno facendo di tutto per sbarazzarsi del gas naturale in eccesso, portando a un forte aumento delle richieste di flaring.
La Railroad Commission of Texas (RRC), che regola l’industria statale di petrolio e gas, la scorsa settimana ha approvato 21 richieste di esenzioni dal flaring da parte di operatori, principalmente nei giacimenti di scisto Permian e Eagle Ford, più di quattro volte il numero di domande approvate l’ultima volta anno allo stesso tempo.
Il flaring, che comporta la combustione di gas indesiderato, è stato recentemente oggetto di un maggiore controllo normativo, poiché i gruppi ambientalisti e i difensori del clima cercano di limitare la pratica del rilascio di gas.
I produttori, tuttavia, ora si trovano ad affrontare un dilemma con i prezzi del greggio CLc1 che superano gli 80 dollari al barile, ma il gas rimane depresso e in alcuni luoghi cade in territorio negativo.
“Riteniamo che gli operatori utilizzeranno ogni strumento a loro disposizione per cercare di continuare a produrre petrolio perché i rendimenti petroliferi sono piuttosto elevati in questo momento”, ha affermato Jason Feit, consulente del fornitore di dati sul petrolio Enverus Energy.
“Il flaring sta diventando sempre più difficile ovunque, quindi penso che sia qualcosa che probabilmente non vogliono fare, ma sarebbe preferibile chiudere i pozzi, questo è certo”, ha aggiunto.
Gli operatori possono richiedere una deroga alla regola del flaring del Texas per motivi di sicurezza, manutenzione o emergenza e per i primi 10 giorni di produzione quando si mette in servizio un nuovo pozzo, ha affermato CRR.
Devon Energy DVN.N ha richiesto 12 di queste esenzioni per le sue operazioni nell’Eagle Ford nel sud del Texas, mentre Callon, acquisita da Apache APA.O all’inizio di aprile, ha presentato sei richieste per attività nel Permiano. Tutte queste richieste sono state approvate.
“Mentre integriamo le risorse Callon recentemente acquisite, stiamo lavorando per determinare come possiamo effettivamente passare a uno standard simile a quello delle risorse gestite da Apache, per le quali ci siamo impegnati ad eliminare il flaring di routine. Ciò richiederà del tempo e ci impegniamo a farlo operazioni sicure e responsabili durante tutto questo processo”, ha affermato un portavoce di Apache.
Devon ha rifiutato di commentare.
I prezzi del gas in molti stati, incluso il Texas, sono scesi sotto lo zero più volte nell’ultimo mese, a causa della debole domanda, dell’abbondanza di fonti energetiche rinnovabili, di guasti agli oleodotti e di altre costruzioni che hanno bloccato il gas nello stato più produttore di petrolio della nazione.
Individua il gas naturale sullo Houston Ship Channel
NG-PHSC-TX-SNL in Texas, il prezzo industriale utilizzato per la Ford Eagle, è stato in media di 1,68 dollari per milione di unità termiche britanniche (mmBtu) dall’inizio dell’anno, secondo i dati di SNL Energy sul terminale LSEG.
Ciò si confronta con una media di 2,26 dollari per milione di unità termiche britanniche nel 2023 e di 4,07 dollari per milione di unità termiche britanniche nel periodo di cinque anni dal 2018 al 2022.
Nel frattempo, i prezzi all’hub Waha
NG-WAH-WTX-SNL nel Texas occidentale ha chiuso a un valore negativo di 2,99 dollari per mmBtu a metà aprile, il livello più basso da dicembre 2022, secondo i dati LSEG, il che significa che gli operatori devono pagare per il ritiro del gas.
Sebbene i prezzi Waha si siano leggermente ripresi, chiudendo lunedì in territorio positivo a 75 centesimi per mmBtu, rimangono depressi.
Non si prevede che la fornitura di gas associata diminuirà nell’immediato futuro poiché sempre più produttori continueranno a cercare barili di petrolio redditizi nel Permiano.
Si prevede che la produzione di gas del Permiano aumenterà da 140 milioni di piedi cubi al giorno (mcfd) a 25,2 miliardi di piedi cubi al giorno (bcfd) il mese prossimo, secondo l’Energy Information Administration (EIA).
