Por Dennis Coyne
Dean Fantazzini ha proporcionado sus últimas estimaciones de la producción de petróleo y gas natural de Texas.
Su análisis se basa únicamente en datos de RRC. Cada conjunto de datos RRC de enero de 2014 a septiembre de 2017 para crudo y de abril de 2014 a septiembre de 2017 para condensado y gas natural se utilizan en la estimación de "todos los datos", y los 49 meses más recientes de datos se recopilan para cada conjunto de datos individual. Después de marzo de 2016, hubo un cambio en los datos de crudo y condensado, por lo que para la estimación C + C, incluyo una estimación que utiliza todos los datos desde abril de 2016 hasta el punto de datos más reciente ("Corregido 18 meses cosecha"). Dean prefiere presentar una estimación de "todos los datos de la vendimia" y una estimación utilizando solo los "factores de corrección" de los últimos 3 meses. Para septiembre de 2017, la estimación de todos los datos de la vendimia es de 3174 kb / d, la estimación de la vendimia de los últimos 3 meses es de 2957 kb / d, y la estimación de la vendimia de los últimos 18 meses es de 3039 kb / d,
Un gráfico que no he presentado recientemente muestra datos iniciales informados durante los últimos 26 meses (julio de 2015 a septiembre de 2017). El cambio en los datos alrededor de julio de 2016 es bastante claro. Observe cómo las líneas comienzan a espaciarse muy cerca de aproximadamente 6-8 meses de la estimación más reciente, especialmente para el período de septiembre de 2016 a febrero de 2017. Esto es una indicación de que los datos del RRC están mejorando.
El siguiente cuadro es algo nuevo. Muestra solo el punto de datos más reciente de cada uno de los conjuntos de datos desde marzo de 2014, y se compara con los datos de la información de perforación que se pueden encontrar en el sitio web de EIA . Tenga en cuenta que los datos iniciales de RRC de la consulta en línea del sitio web del RRC no siempre se sincronizan con los datos de información de perforación, debido a las fluctuaciones en la cantidad de datos de alquiler pendientes de mes a mes y otros factores que afectan la velocidad con la que se informa y procesado.
Tenga en cuenta que la mejor información proviene de la Comisión de ferrocarriles de Texas (RRC) y se refleja en los datos de la información de perforación. Solo el mes más reciente tiene datos incompletos (alrededor del 91% del total), y he descartado ese punto de datos (julio de 2017). En el cuadro anterior, el punto de datos de información de perforación más reciente es junio de 2017.
Para obtener un estimado del período de julio a septiembre, podemos usar los datos de Dean Fantazzini (utilizo el estimado corregido de 18 meses) y también un estimado 914 "corregido". La encuesta 914 del EIA encuesta a grandes productores para obtener una base para una estimación actualizada. Esta información es reportada mensualmente por el EIA.
Para corregir el informe de la encuesta 914, encuentro la diferencia entre los datos de información de perforación y la encuesta 914 de cada mes de abril de 2015 a junio de 2017 y luego tomo el promedio de esa diferencia, que es de 319 kb / d. Esta diferencia luego se agrega a la encuesta 914 para cada mes y se etiqueta como "914 corregido" en el cuadro a continuación. Los datos para la encuesta 914 se pueden encontrar en el enlace de EIA al principio de la publicación, y se encuentra una explicación de la encuesta 914 en este enlace. La historia corta es que las grandes compañías que producen alrededor del 90% de la producción de Texas responden a esta encuesta por medio del EIA, que luego se utiliza para estimar la producción.
El "promedio" de la estimación corregida de 18 meses del análisis de Dean Fantazzini ("Fantazzini" en la tabla) y la estimación corregida de 914 también se trazan. Para obtener un estimado de 914 corregido para septiembre, utilizo la diferencia promedio entre el estimado corregido de 914 y los datos reportados inicialmente por RRC para junio, julio y agosto (327 kb / d) y lo agrego a los datos iniciales de RRC de septiembre de 2017.
Para los datos que tengo disponibles en este momento, la mejor estimación para Texas C + C está representada por la línea "información de perforación" en el cuadro anterior hasta junio de 2017. De julio a septiembre de 2017, mi mejor estimación es la línea "Promedio" ( 3119 kb / d en septiembre), con aproximadamente un 80% de probabilidad, los datos finales caerán entre los 914 estimados corregidos (3199 kb / d) y la estimación de Fantazzini (3039 kb / d) y aproximadamente un 10% de posibilidades de los datos finales estará por encima o por debajo de esas estimaciones. En resumen, la mejor estimación hasta junio de 2017 se basa en datos de RRC (incluido el archivo pendiente).
Para septiembre de 2017, la estimación de todos los datos de la vendimia es 20,942 MMCF / d, y la estimación vintage de los últimos 3 meses es de 19,736 MMCF / d, una disminución de 1145 y 988 MMCF / d, respectivamente.
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