La hausse des prix du gaz naturel entraîne une augmentation de la production dans le bassin de San Juan

Aug 03, 2023

Une récente hausse des prix du gaz naturel a rendu plus rentable le forage dans le bassin de San Juan, ce qui a conduit à un puits dans le nord-ouest du comté de Rio Arriba produisant plus de gaz que n'importe quel puits n'en a produit au cours du dernier demi-siècle d'extraction du bassin de San Juan.

Le puits, connu sous le nom d'unité Rosa #647H, est situé au nord-est du lac Navajo et a produit 24,9 millions de pieds cubes équivalents par jour pendant une période de production de 30 jours.

LOGOS, une société basée à Farmington, a acheté le puits en question à WPX en 2017 alors que les prix du gaz étaient bas, ce qui a conduit les grandes entreprises à se retirer du bassin. WPX n'a ​​pas été la seule entreprise à se retirer du bassin. BP, ConocoPhillips et d'autres ont également quitté San Juan, vendant leurs actifs à de plus petites entreprises comme LOGOS.

Jay Paul McWilliams, PDG de LOGOS, a déclaré que la société avait initialement prévu de commencer l'extraction sur le site près du barrage de Navajo dans les six mois suivant l'achat. Mais les prix du gaz ont continué de baisser et l'exploitation d'une plate-forme de forage coûte cher.

Ces facteurs ont commencé à changer en 2021 et 2022 alors que les prix du gaz montaient en flèche. Cela a conduit des entreprises comme LOGOS à augmenter leur production.

McWilliams a déclaré que l'unité Rosa # 647H avait été initialement forée par WPX en 2010. Il a déclaré qu'à l'époque, il y avait de grands puits, mais pas de bons prix du gaz.

Les prix du gaz ont commencé à augmenter en 2021, ce qui a conduit LOGOS à commencer à développer des actifs comme l'unité Rosa # 647H qu'il avait acquise auprès de WPX.

Dans l'annonce, McWilliams a qualifié la production record d'indication que le Mancos Shale - une zone géologique qui a récemment été la cible d'extraction dans le bassin de San Juan - pourrait être rentable.

"La performance record de l'unité Rosa #647H renforce encore notre confiance dans la viabilité économique du développement de centaines d'emplacements de schistes de Mancos au sein de l'unité Rosa de LOGOS, que nous nous efforçons de poursuivre de manière responsable avec des embranchements étendus à partir de moins d'emplacements en surface", a-t-il déclaré. dans l'annonce. "Nous pensons que Mancos Shale pourrait devenir l'un des principaux gisements de gaz de schiste aux États-Unis"

Dans le même temps, McWilliams a déclaré à NM Political Report qu'il ne prévoyait pas que les statistiques de production attireraient les plus grandes entreprises qui ont quitté le bassin de San Juan.

En effet, une grande partie du bassin est déjà louée. LOGOS est le principal propriétaire des baux dans l'unité Rosa et possède plus de 50 000 acres de terres louées pour l'extraction. Mais d'autres entreprises ont également un pied dans l'unité Rosa, dont Hilcorp.

De plus, McWilliams a déclaré que les caractéristiques du bassin sont différentes de celles du bassin permien dans le sud-est du Nouveau-Mexique. Le bassin de San Juan ne peut pas supporter une forte densité de puits.

Bien qu'il ne prévoie pas le retour de grandes entreprises comme ConocoPhillips ou WPX dans le bassin, McWilliams a déclaré que les opérateurs qui détiennent des baux dans l'unité Rosa pourraient augmenter leurs opérations.

"Cela va provoquer plus d'activité", a-t-il déclaré.

Les courbes de production ont tendance à être en retard par rapport aux courbes de prix et LOGOS se heurte à nouveau à une baisse des prix.

Un marché auquel LOGOS vend est le marché californien. Au cours de l'hiver, la Californie a connu des prix élevés du gaz naturel même si le prix a baissé à l'échelle nationale, a rapporté Bloomberg en février. Alors que la Californie a poussé de nouvelles lois restreignant le gaz naturel, la majorité des Californiens en dépendent toujours pour chauffer leurs maisons et cet hiver a été particulièrement froid. Ce fut l'un des facteurs qui ont conduit à des prix élevés du gaz naturel en Californie.

Très peu de gaz naturel est produit en Californie, ce qui signifie que l'État doit importer 90 % de son gaz naturel.

McWilliams a déclaré qu'au cours de l'hiver, LOGOS avait envoyé beaucoup de gaz naturel en Californie par le biais de pipelines.

Le gaz naturel est également utilisé pour produire de l'électricité, notamment à mesure que les centrales électriques au charbon ferment leurs portes.

LOGOS voit également des promesses dans ce secteur.

Les prix de l'essence ont encore baissé cette année. Mais, à l'approche de l'été, la demande de gaz naturel dans le secteur de l'électricité augmentera probablement. En effet, la consommation d'électricité augmente en été en raison du besoin de climatisation.

L'Energy Information Administration des États-Unis a prévu que la consommation estivale de gaz naturel dans le secteur de la production d'électricité cette année sera la deuxième plus élevée jamais enregistrée. Cela est dû à la fermeture des centrales électriques au charbon, selon l'EIA.

Les prix du gaz naturel ont baissé la semaine dernière alors que les stocks de gaz naturel stocké augmentaient. Cette augmentation de l'offre de stockage de gaz naturel s'explique en partie par la faiblesse de la demande et la forte production.

Les opérateurs du bassin de San Juan espèrent cibler le secteur de la production d'électricité à l'avenir en présentant leurs produits comme plus respectueux de l'environnement que le gaz des autres bassins.

McWilliams a déclaré que LOGOS s'est principalement concentré cette année sur le respect des nouvelles exigences de la réglementation sur le méthane de l'État.

Dans le même temps, le bassin de San Juan a un problème d'image en ce qui concerne le méthane. En 2016, le bassin a reçu une attention mondiale après que la NASA a découvert un point chaud de méthane dans la région. Bien que certaines des émissions de méthane proviennent de suintements naturels, le point chaud est largement attribué à l'extraction de combustibles fossiles, notamment le pétrole, le gaz et le charbon.

L'une des raisons pour lesquelles les puits fonctionnent mieux que par le passé est liée au type de méthodes et de technologies utilisées pour extraire les combustibles fossiles.

Plus de 40 000 puits ont été forés dans le bassin et, pour la plupart, il s'agit de puits verticaux.

Cela a commencé à changer à la fin des années 2000 et au début des années 2010 lorsque la fracturation hydraulique et le forage horizontal sont devenus plus courants.

L'unité Rosa #647H est un puits horizontal foré à une profondeur d'environ 7 000 pieds. Il possède une latérale de près de 13 000 pieds, lui permettant d'accéder au gaz naturel loin de la tête de puits.

McWilliams a déclaré que "les bons jeux s'améliorent de plus en plus avec les nouvelles technologies".

Il a déclaré que LOGOS essaie d'utiliser la technologie la plus récente et la plus performante pour développer des puits.

Le forage horizontal n'est pas vraiment nouveau. Le premier puits horizontal a été foré il y a plus de 50 ans. La fracturation hydraulique, ou fracking, remonte également à plus de 50 ans.

Mais ces techniques ne se sont banalisées en combinaison les unes avec les autres que dans les années 2000.

Le forage horizontal permet aux opérateurs d'accéder à une plus grande partie de la formation géologique qui contient le gaz. Et la fracturation hydraulique crée de nouvelles fractures dans les roches et élargit celles existantes pour augmenter le flux de gaz.

L'augmentation de la fracturation hydraulique et du forage horizontal a suscité des inquiétudes accrues de la part des communautés environnementales à l'échelle nationale, notamment des inquiétudes concernant la fracturation conduisant à la contamination des eaux souterraines et la nature secrète des produits chimiques utilisés dans la fracturation. L'essor de la fracturation hydraulique a également suscité des inquiétudes quant à la manière dont les entreprises éliminent l'eau produite, un sous-produit de la production de pétrole et de gaz qui comprend souvent des fluides de fracturation retenus.

Ces préoccupations ont conduit le Bureau fédéral de la gestion des terres à entreprendre un plan révisé de gestion des ressources pour le schiste Mancos-Gallup. Une grande partie de l'attention que le plan révisé a reçue s'est concentrée sur une zone entourant le parc historique national de la culture Chaco. Le plan original de gestion des ressources a été publié en 2003 et ne tenait pas compte des impacts de l'augmentation du forage horizontal et de la fracturation hydraulique.

La semaine dernière, la secrétaire à l'Intérieur Deb Haaland a officiellement retiré les minéraux, y compris le pétrole et le gaz, de la location dans un rayon de 10 miles du parc historique national de la culture Chaco.

Des groupes de défense de l'environnement et des peuples autochtones appellent maintenant à une élimination progressive de la production de combustibles fossiles, en particulier dans la région du Grand Chaco, qui englobe une grande partie du bassin de San Juan.

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