Ölmarkt und Rohölpreise

März 7, 2013

Das Permian ist das Nonplusultra unter den Shale Regionen und die Produktion dort wird aller Voraussicht nach auch weiterhin wachsen. Gilt das aber auch für die anderen Regionen? Ich poste seit einigen Monaten regelmäßig die DPR Reports und ich nehme mal an, du hast die auch gesehen. Eagle Ford und Anardako schwächeln beispielsweise, aber die anderen Shale Regionen (hauptsächlich das Permian) wachsen so stark, dass das Produktionswachstum insgesamt positiv ist.

Die DPR Daten besagen auch, dass in den letzten Monaten die Zahl der DUC (Drilled but uncompleted) Wells zurückgeht. Nicht nur im Permian, sondern in allen Regionen. Vielleicht fehlt einigen Shale Drillern jetzt das Geld, um normal zu drillen, und man konzentriert sich daher etwas mehr auf den Abbau dieser DUCs? Es ist billiger vorgebohrte DUCs zu vollenden oder?

Und schlussendlich fällt die Produktion nicht zeitgleich mit dem Abbau eines Onshore Rigs. Können wir uns möglicherweise darauf einigen, dass die vorhergesagten Wachstumsraten bei Shale aufgrund des Rückgangs der Anzahl der Onshore Rigs zumindest angezweifelt werden dürfen (steigende Laterals hin oder her)?

Juli 26, 2014

@Trauerschwan

Ein Rig mit 10000 ft lateral Length kann genauso gut sein wie 2 Rigs mit 5000 ft lateral Length. Der Trend geht zu weniger Rigs und mehr lateral Length. Entscheidend ist die Produktion, grob gerechnet Rigs * lateral Length * Geologie.

DUC kann ich mir vorstellen als: gebohrt, aber noch haben wir wirtschaftlichere Bohrungen um sie in Produktion zu bringen.
Warum werden DUCs jetzt weniger? Ich habe keine Ahnung.

Die Firmen haben Drillingteams und Completionteams, die unterschiedlich ausgelastet sind.

Einige Bohrungen sind weniger Erfolg versprechend als zuvor erwartet und bleiben länger als DUC liegen. Verbessert sich die Technologie und/oder das geologische Verständnis fallen weniger Nieten an.

Drilling wurde in den letzten Jahren relativ gesehen teuerer als Completion (ev. wg lateral Length). Man ist deshalb vielleicht sparsamer mit Bohrungen. Completion mit Gas und Liquids ist teuerer als nur mit Öl.

Shale industry set to invest less in 2019, but capital efficiency is increasing

Es gibt hier einfach sehr viele Unbekannte die eine Prognose schwierig machen.

März 7, 2013

vor einer Stunde von reko:

Ein Rig mit 10000 ft lateral Length kann genauso gut sein wie 2 Rigs mit 5000 ft lateral Length. Der Trend geht zu weniger Rigs und mehr lateral Length. Entscheidend ist die Produktion, grob gerechnet Rigs * lateral Length * Geologie.

Stimme ich dir zu.

Der nächste EIA 914 kommt übrigens am 31. Oktober raus. Dann sind wir wieder etwas schlauer :thumbsup:

August 1, 2013

vor 14 Stunden von reko:

@Trauerschwan

Ein Rig mit 10000 ft lateral Length kann genauso gut sein wie 2 Rigs mit 5000 ft lateral Length. Der Trend geht zu weniger Rigs und mehr lateral Length. Entscheidend ist die Produktion, grob gerechnet Rigs * lateral Length * Geologie.

In der Gleichung fehlt der Stahlpreis. Die Ölindustrie verbraucht unmengen Stahl für die Bohrgestänge. Solange der Stahlpreis niedrig ist, können sich tiefere Bohrungen lohnen. In der Regel ist aber der Fracker im Vorteil, dessen Reserven dank günstiger Geologie keine tiefen Bohrungen erforderlich machen.

Juli 26, 2014

vor einer Stunde von Marfir:

In der Gleichung fehlt der Stahlpreis. Die Ölindustrie verbraucht unmengen Stahl für die Bohrgestänge. Solange der Stahlpreis niedrig ist, können sich tiefere Bohrungen lohnen. In der Regel ist aber der Fracker im Vorteil, dessen Reserven dank günstiger Geologie keine tiefen Bohrungen erforderlich machen.

Ich gehe hier von gleicher horizontaler Tiefe der Lagerstätte aus.

Also früher 2 Bohrungen mit 2x vertikale Bohrung + 2x 5000ft horizontale Bohrung.

Heute 1 Bohrung mit 1x vertikale Bohrung + 1x 10000 ft horizontale Bohrung.

Bei konventionellen vertikalen Bohrungen mußte man die Lagerstätte nur an einen Punkt erreichen. Das Fracken findet im horizontalen Teil der Bohrung statt. Die Fracker müssen das gesamte Volumen der Lagerstätte in geringen Abständen mit Bohrungen und Injektionsstellen durchsetzen Die vertikale Bohrung ist dabei meist das kleinere Problem. Eine gute Geologie ist wichtiger als eine geringe Tiefe.

März 7, 2013

Am 9/30/2019 um 21:54 von Trauerschwan:

Neuer EIA 914 Monthly:

U.S.   11,806   12,082   -276k bpd

Federal Offshore Gulf of Mexico   1,580   1,912   -332k bpd (Hurricane, daher im August dann wieder auf Juni-Niveau)

North Dakota   1,414   1,400   +14k bpd

Oklahoma   567   549   +18k bpd

Texas   5,021   4,981   +40k bpd

Ohne den Hurricane wäre die US Ölproduktion um ca. 60-70k bpd gestiegen.

Am 10/27/2019 um 00:22 von Trauerschwan:

Der nächste EIA 914 kommt übrigens am 31. Oktober raus. Dann sind wir wieder etwas schlauer

Und heute ist es nun soweit:

U.S. 12,365 11,766 +599k bpd

Federal Offshore Gulf of Mexico 2,006 1,537 +469k bpd (Hurricane weg --> Produktion wieder gestiegen // Appomattox von Shell im Mai angelaufen)

Alaska 382 448 -66k bpd (wird in den nächsten Monaten sicherlich wieder steigen --> sollte Maintenance sein)

New Mexico 936 893 +43k bpd

North Dakota 1,443 1,415 +28k bpd

Texas 5,121 5,023 +98k bpd

Damit fehlen noch vier Monate bis die Dezember- bzw. Jahresendzahlen bekannt werden. Werden die 13 Mio bpd überschritten oder bleiben die USA doch knapp drunter?

März 7, 2013

Am 19.5.2019 um 11:38 von Trauerschwan:

0   152 kB

Seit August 2018 hat es in den Lower 48 (USA ohne Alaska) folgende Veränderungen gegeben:

Total       --> +298k bpd

<=20.0    --> -    1k bpd

20.1-25.0 --> +   6k bpd

25.1-30.0 --> -   91k bpd

30.1-35.0 --> - 126k bpd

35.1-40.0 --> - 128k bpd

40.1-45.0 --> +196k bpd

45.1-50.0 --> +334k bpd

50.1-55.0 --> +110k bpd

>55.0      --> +   4k bpd

Muss man in der Zukunft auch weiter im Auge behalten.

eia 914.jpg

Seit Februar 2019 hat es in den Lower 48 (USA ohne Alaska) folgende Veränderungen gegeben:

Total --> +802k bpd

<=20.0 --> - 12k bpd

20.1-25.0 --> + 19k bpd

25.1-30.0 --> + 168k bpd

30.1-35.0 --> + 97k bpd

35.1-40.0 --> + 261k bpd

40.1-45.0 --> + 253k bpd

45.1-50.0 --> + 176k bpd

50.1-55.0 --> - 86k bpd

>55.0 --> - 79k bpd

Ein etwas anderes Bild.

Dezember 25, 2018

vor 54 Minuten von Trauerschwan:

Lower 48 (USA ohne Alaska)

Und ohne Hawaii. :-)

Juni 13, 2011

Zitat

Präsident [Trump] wollte eigentlich raus aus Syrien. Damit überließ er kurdische Verbündete den einmarschierenden türkischen Truppen. Dann aber ging es um Geld – und er machte kehrt. ... „Und was ich vielleicht vorhabe, ist ein Geschäft mit Exxon Mobil oder einer unserer großartigen Firmen, um dort einzusteigen und es richtig zu machen.“
...
BP schätzt, dass in Syrien nur ein Tausendstel der Welt-Ölreserven liegt .... Außerdem sind die Ölfelder in der ostsyrischen Provinz Deir el Zor, die in Reichweite der amerikanischen Militärs liegen, von Jahren des Krieges gezeichnet. ... Die Fördermengen sind drastisch zurückgegangen. Ohnehin wurde das Öl in Deir el Zor zu großen Teilen von Einwohnern mit selbstgebauten Anlagen gefördert, die ihre Ausbeute dann zum Missfallen der Amerikaner in Regimegebiete schmuggelten. Die Reserven gehen allerdings zur Neige. ... Für amerikanische Ölfirmen wäre ein Einstieg in die Ausbeutung dieser Vorkommen deshalb „absurd“ ... Weiter im Norden, in der Gegend von Rmeilan, sind zumindest die Bedingungen besser. Nur ist die Qualität des Öls dort nicht ausreichend für den Export auf den Weltmarkt.

Quelle: FAZ

Juli 26, 2014

2019/10/29 Saudi Arabia Is Ready To Balance Oil Markets At Any Cost

Zitat

OPEC’s top producer Saudi Arabia has signaled that it is prepared to cut its oil production even deeper than it is cutting now

.. Russia’s Deputy Energy Minister Pavel Sorokin said earlier this week that it was too early to talk about a potential deepening of the cuts because the production cut mechanism is not limitless.

.. According to ING, OPEC and allies need to take further action in December to support prices and draw down inventories, but convincing all producers to cut even more could be a challenge.

Mexiko hat den Ölpreis für 2020 gehedged

The-Billion-Dollar-Bet-On-An-Oil-Price-Crash

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August 1, 2013

Es wird immer gern über den US Fracking Boom berichtet. Aber es gibt auch Erfahrungen andern Orts auf der Welt:

https://www.nytimes.com/2019/03/08/world/asia/china-shale-gas-fracking.html

https://www.reuters.com/article/us-china-shale-analysis/stepping-on-the-gas-chinas-home-built-fracking-boom-idUSKBN1JH0M5

Zitat

Over the past 8 years, the cost of building a well has nearly halved to an average of under 50 million yuan per well ($7.8 million), and drilling speed has improved by two-thirds to 45-60 days, according to interviews with state oil officials, equipment makers and service providers.

Allerdings sind die geförderten Mengen noch minimal im vergl. zum Gesamtverbrauch

Zitat

State energy giants Sinopec (0386.HK) and PetroChina (0857.HK) pumped 9 billion cubic meters (bcm) of shale gas in 2017, up from scratch a decade ago and equivalent to about 6 percent of the country’s total natural gas production.

[...]

China is expected to nearly double output to 17 bcm by 2020, according to Wood Mackenzie.

November 17, 2019

Guten Tag,

ich möchte an der Entwicklung des Ölpreises im Verhältnis 1:1 partizipieren, und suche deshalb ein Finanzprodukt ohne Fallstricke und versteckte Knock-outs, Caps usw.

Ich bin bei meinen Recherchen auf dieses Zertifikat hier gestossen: Xtrackers Brent Crude Oil Optimum Yield ETC, https://kurse.boerse.ard.de/ard/kurse_einzelkurs_uebersicht.htn?i=13299307, https://etc.dws.com/DEU/DEU/ETC/Details/DE000A1KYN55

Was haltet ihr davon ? ich konnte in der Produktbeschreibung nichts "gefährliches" entdecken, aber diese Informationsblätter beschönigen ja meistens auch vieles.

Welche anderen Möglichkeiten habe ich um an der Preisentwicklung von Öl teilnehmen zu können, bitte nur "seriöse" Anlageprodukte und keine Turbo-Power-28x-Super-Garantie Sachen.

vielen Dank schon im voraus

lg

Oktober 31, 2007

vor 11 Minuten von vin29:

Guten Tag,

ich möchte an der Entwicklung des Ölpreises im Verhältnis 1:1 partizipieren, und suche deshalb ein Finanzprodukt ohne Fallstricke und versteckte Knock-outs, Caps usw.

Ich bin bei meinen Recherchen auf dieses Zertifikat hier gestossen: Xtrackers Brent Crude Oil Optimum Yield ETC, https://kurse.boerse.ard.de/ard/kurse_einzelkurs_uebersicht.htn?i=13299307, https://etc.dws.com/DEU/DEU/ETC/Details/DE000A1KYN55

Was haltet ihr davon ? ich konnte in der Produktbeschreibung nichts "gefährliches" entdecken, aber diese Informationsblätter beschönigen ja meistens auch vieles.

Welche anderen Möglichkeiten habe ich um an der Preisentwicklung von Öl teilnehmen zu können, bitte nur "seriöse" Anlageprodukte und keine Turbo-Power-28x-Super-Garantie Sachen.

vielen Dank schon im voraus

lg

Auch dieses Konstrukt bildet nicht "den" Ölpreis ab sondern rollierende Futures mit den bekannten Risiken/Chancen Backwardation und Contango.

März 7, 2013

January 2019: Anardako (-48k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-246k) --> - 541,000 Decline Rate --> + 62,000 Net Change (inkl. New Wells)

February 2019: Anardako (-49k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-117k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-249k) --> - 546,000 Decline Rate (Legacy Wells)

February 2019: Anardako (+0k) / Appalachia (+3k) / Bakken (+13k) / Eagle Ford (+9k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+16k) / Permian (+43k) --> + 84,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

March 2019: Anardako (-49k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-118k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-254k) --> - 551,000 Decline Rate (Legacy Wells)

March 2019: Anardako (-5k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+17k) / Eagle Ford (+8k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+21k) / Permian (+40k) --> + 85,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

April 2019: Anardako (-49k?) / Appalachia (-8k?) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-118k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-258k) --> - 555,000 Decline Rate (Legacy Wells)

April 2019: Anardako (-6k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+11k) / Eagle Ford (+7k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+22k) / Permian (+42k) --> + 80,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

May 2019: Anardako (-47k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-67k) / Eagle Ford (-119k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-54k) / Permian (-259k) --> - 556,000 Decline Rate (Legacy Wells)

May 2019: Anardako (-6k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+16k) / Eagle Ford (-1k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+14k) / Permian (+56k) --> + 83,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

June 2019: Anardako (-47k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-70k) / Eagle Ford (-118k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-54k) / Permian (-263k) --> - 561,000 Decline Rate (Legacy Wells)

June 2019: Anardako (-7k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+11k) / Eagle Ford (-3k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+10k) / Permian (+55k) --> + 70,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

July 2019: Anardako (-46k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-73k) / Eagle Ford (-117k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-54k) / Permian (-268k) --> - 566,000 Decline Rate (Legacy Wells)

July 2019: Anardako (-5k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+7k) / Eagle Ford (-1k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+10k) / Permian (+34k) --> + 49,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

August 2019: Anardako (-46k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-73k) / Eagle Ford (-118k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-55k) / Permian (-264k) --> - 564,000 Decline Rate (Legacy Wells)

August 2019: Anardako (-3k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+3k) / Eagle Ford (-6k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+12k) / Permian (+75k) --> + 85,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

September 2019: Anardako (-46k) / Appalachia (-6k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-118k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-55k) / Permian (-267k) --> - 562,000 Decline Rate (Legacy Wells)

September 2019: Anardako (-9k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+2k) / Eagle Ford (-6k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+12k) / Permian (+71k) --> + 74,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

October 2019: Anardako (-45k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-71k) / Eagle Ford (-120k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-55k) / Permian (-270k) --> - 569,000 Decline Rate (Legacy Wells)

October 2019: Anardako (-13k) / Appalachia (+3k) / Bakken (+11k) / Eagle Ford (-12k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+6k) / Permian (+63k) --> + 58,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

November 2019: Anardako (-45k) / Appalachia (-6k) / Bakken (-74k) / Eagle Ford (-120k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-55k) / Permian (-274k) --> - 575,000 Decline Rate (Legacy Wells)

November 2019: Anardako (-12k) / Appalachia (+3k) / Bakken (+9k) / Eagle Ford (-14k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+6k) / Permian (+57k) --> + 49,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

Quelle: EIA’s Drilling Productivity Reports

März 7, 2013

Am 11/1/2019 um 02:08 von Trauerschwan:

U.S.   12,365   11,766   +599k bpd

Federal Offshore Gulf of Mexico   2,006   1,537   +469k bpd (Hurricane weg --> Produktion wieder gestiegen // Appomattox von Shell im Mai angelaufen)

Alaska    382   448   -66k bpd (wird in den nächsten Monaten sicherlich wieder steigen --> sollte Maintenance sein)

New Mexico   936   893   +43k bpd

North Dakota   1,443 1,415 +28k bpd

Texas   5,121   5,023 +98k bpd

Damit fehlen noch vier Monate bis die Dezember- bzw. Jahresendzahlen bekannt werden. Werden die 13 Mio bpd überschritten oder bleiben die USA doch knapp drunter?

Sept 2019 vs Aug 2019

U.S. 12,463 12,397 +66k bpd

Federal Offshore Gulf of Mexico 1,895 2,009 -116k bpd (keine Ahnung warum)

Alaska 449 382 +67k bpd (ist wieder gestiegen)

New Mexico 956 935 +21k bpd

North Dakota 1,400 1,440 -40k bpd

Texas 5,227 5,155 +72k bpd

November 30, 2019

Öl über ein Derivat abzubilden, dass 1:1 läuft halte ich persönlich für nicht wirklich machbar, da es immer um Futures, Rollen,Contango etc. geht. Mein Art darin zu investieren sind Inliner, da kann ich die Barrieren selbst wählen und weiß sehr genau, welche Rendite oder Verlust mich erwartet.

August 1, 2013

https://www.bloomberg.com//news/articles/2019-11-29/saudi-arabia-signals-it-s-had-enough-of-opec-cheating-on-quotas?srnd=markets-vp

Zitat

For the last year, Saudi Arabia has largely turned a blind eye to cheaters within the OPEC+ alliance, cutting its own output more than agreed to offset over-production from the likes of Iraq and even Russia. Now, Riyadh’s had enough.

Prince Abdulaziz bin Salman, who took over from Khalid Al-Falih in September, will likely use his first OPEC meeting as Saudi oil minister next week to signal OPEC’s dominant producer is no longer willing to compensate for other members’ non-compliance, according to people familiar with the kingdom’s thinking. OPEC meets in Vienna on Dec. 5, followed by the larger OPEC+ alliance, which includes Russia, the next day.

März 7, 2013