Редакциялық кеңес: Т. Құлыбаев kazenergy қауымдастығының Төрағасы Ж. Сәрсенов

Difficult Period 

for American shale

Having increased oil production almost 

twice in 2008-2015, the United States have 

an active impact on the global oil market. 

They have become a driver for conservation 

of sustainable imbalances in the global 

market, contributing to a significant 

increase in oil supply.

The fall in oil prices in the last two years 

has not led to collapse of the US shale 

sector, for which some of the key oil-

producing countries were hoping especially 

those detonated the «price war» of the 

Persian Gulf monarchy. However, the 

unfavorable external processes have 

more noticeable impact on the long-

term sustainability of the US oil industry, 

especially given the high debt ratio of 

subsoil users and capital capacity of shale 

projects. Shale revolution has already not 

so clear and optimistic prospects as a 

couple of years ago.

T

he  American  oil  industry  shows  all 

the signs of a protracted depression 

in  an  unfavorable  pricing  environ-

ment in 2015-2016. In particular, a long 

fall of performance indicators is marked 

for  the  first  time  in  the  last  decade,  as 

well as scale reduction of capital invest-

ment  in  exploration  and  production  by 

mining companies.

After the highs reached in April last year, 

the US has almost steady decline in pro-

duction of raw materials, mainly due to 

shale and hard-to-recover oil. So, during 

a year, by mid-July 2016, production fig-

ures fell by 1.2 million barrels per day, or 

by 12.4% - to 8.49 million barrels per day 

(including shale oil in the amount of 4.7 

million  bpd).  This  level  of  production  is 

minimum since August, 2014. And since 

March 2016, there has been a significant 

increase  in  the  rate  of  decline,  despite 

some recovery in price quotations. In the 

coming months, volatility in mining indi-

cators will remain at a high level.

It is worth noting that three regions pro-

vide  the  bulk  of  US  production  -  Texas 

(3.23  million  barrels  per  day  according 

to  the  data  for  April  2016),  the  Gulf  of 

Mexico (1.59 million barrels per day) and 

North  Dakota  (1.04  million  barrels  per 

day).  Meanwhile,  the  key  shale  forma-

tions are Bakken in Texas, the Eagle Ford 

in North Dakota and Wyoming, as well as 

Spreberri in Texas and New Mexico (Per-

mian  Basin),  extraction  of  which  in  the 

end of the second half of 2016 was 1.11 

million, 0.99 million and 0.7 million bar-

rels respectively per day.

Under  the  pressure  of  unfavorable  con-

ditions the US industry players drastical-

ly  reduced  the  number  of  operating  oil 

rigs compared with the peak recorded in 

October 2014. According to estimates of 

Baker Hughes, in the middle of July this 

year,  this  decline  was  more  than  1.25 

thousand  units    -  only  357  rigs  worked. 

However, in the period from late May to 

mid-July of this year their number has in-

creased  slightly  (41  per  unit)  under  the 

influence  of  the  changing  pricing  envi-

ronment.

However,  according  to  Capital  One 

Southcoast consulting company, not less 

than 510 operating rigs are necessary to 

guarantee  overcoming  of  the  produc-

tion recession. Achieving this level in the 

coming months is difficult, in view of the 

continued high price volatility and uncer-

tain market expectations of subsoil users. 

Thus, despite the fact that shale projects 

need only several weeks for vertical drill-

ing  and  hydraulic  fracturing  operations, 

well  operation  period  does  not  exceed 

1-2 years. In such circumstances, the lack 

of drilling activity should be positioned as 

a significant risk to the shale projects.

As a consequence, according to forecasts 

of the US Energy Information Administra-

tion, if the average production of crude 

Picture 1. 

Trends in US crude oil production and net imports in 2005-2015, th. bpd.

Source: US Energy Information Administration

76

№4 (77), 2016

KAZENERGY

77

KAZENERGY

oil  in  the  United  States  in  the  current 

year will amount to 8.61 million barrels 

per day, in 2017 - only 8.2 million barrels 

per day. The same forecast expects aver-

age oil price in 2016 to reach $43.57 per 

barrel, in 2017 - 52.15 dollars. However, 

the decline of mining indices in a «bear» 

market has not been as significant as ex-

pected for example by monarchies of the 

Persian  Gulf,  deployed  the  «price»  war 

on the global oil market in recent years 

(although it is not necessary to deny the 

geopolitical  conspiracy  against  Russia 

and Iran).

If Saudi Arabia and its closest allies real-

ly  expected  to  destabilize  producers  of 

shale and hard-to-recover oil by the col-

lapse in prices, they are objectively mis-

calculated. Practice shows that any price 

recovery in the global market in a fairly 

short period of time leads to an increase 

in activity in the US shale sector, whose 

members  are  guided  by  the  more  com-

mercially  viable  production  methods, 

and  actively  optimize  the  investment 

programs.

In addition, price volatility has forced the 

US  to  change  the  business  philosophy 

of  subsoil  users,  including  more  flexible 

business models and breakthrough tech-

consumers are trying to compensate for 

the decline in US production through in-

creased purchases in foreign markets.

In the near term, the US will not be able 

to become net exporters of raw materi-

als. At the same time, the US market has 

already  formed  a  significant  oversupply 

of  light  and  ultra-light  oil  production 

which,  as  of  April  2016,  exceeded  5.8 

million bpd in aggregate.

In  May  this  year,  crude  oil  exports 

amounted to 0.66 million bpd, which was 

the highest figure since 1920. The main 

export  target  markets  are  Canada  (0.31 

million  barrels)  and  the  Netherlands 

(0.11 million barrels).

Removing of existed during 40 years ban 

on oil export by Obama administration in 

December, for lobbying of which the in-

dustry companies spent only 129 million 

dollars in 2015, also did not act as an in-

centive for exports due to oversaturation 

of  the  global  market  and  unfavorable 

supply conditions. Part of this is caused 

by narrowing of the spread between the 

benchmark of Brent and WTI, as a conse-

quence of low price premium North Sea 

oil to the American standard. For exam-

ple, in May and July of this year, the price 

premium remained below 1.5 dollars per 

barrel.

Given  the  high  freight  rates,  this  fact 

makes commercially unprofitable export 

of  raw  materials  to  Europe  and  Asian 

markets.  However,  the  increase  in  the 

WTI-Brent  spread  may  enhance  the  in-

terest of traders to build up oil supplies 

from the US to foreign markets, including 

in the framework of arbitrage.

It is important that the unfavorable situ-

ation on the global market has launched 

a downward revision of oil resource base 

nological  solutions.  At  the  same  time, 

sectoral  confrontation  between  Saudi 

Arabia and North American producers of 

shale oil is not over yet, despite manifes-

tation of less consistent policy by Riyadh 

in this direction in recent months.

Despite the shale revolution, the US re-

mains the largest crude oil net importer. 

For example, according to available data 

for the April 2016, imports amounted to 

7.05  million  bpd,  mainly  from  Canada 

(2.71 million bpd) and Saudi Arabia (1.14 

million bpd). For comparison, at the end 

of 2015 imports did not exceed 6.89 mil-

lion  barrels  per  day.  That  is,  domestic 

in the United States. Proven reserves of 

raw materials, which are one of the best 

indicators  for  assessing  the  capabilities 

of industry companies to pay debts and 

dividends, are showing increasing reduc-

tion. Subsoil users in recent months have 

re-classified  proved  reserves,  as  well 

as  massively  reject  the  development  of 

shale formations areas with less favora-

ble  production  profitability  and  active 

exploration.

At  the  same  time,  the  declared  evalu-

ation  of  oil  reserves  in  major  shale  for-

mations  are  also  called  into  question, 

being  based  in  some  cases  on  assump-

tions  and  hypothetical  calculations.  For 

example,  the  traditional  calculation  pa-

rameters  (porosity,  saturation,  etc.)  for 

the  non-reservoir  shale  like  formations 

are  weakly  applied,  while  the  results  of 

search and exploration drilling, as well as 

high-resolution  seismic  surveys,  are  not 

possible to extend to the whole area of 

shale formations.

According to Bloomberg, this year at least 

59 US companies have written off 9.2 bil-

lion  barrels,  or  more  than  20%  of  total 

proved reserves. In fact, this is the high-

est  rate  of  write-offs  since  2009,  when 

the Securities and Exchange Commission 

revised regulatory standards, facilitating 

the revision of proved reserves of subsoil 

users. For comparison, in a few years after 

the mentioned decision of the regulator, 

the proven reserves in the United States 

have grown by 67% compared with 2009. 

At the same time it is important that the 

Securities  and  Exchange  Commission 

has recently increased control over how 

mining  companies  are  positioning  their 

reserves, how they evaluate their quality 

and what their real intentions are, in an 

Picture 2. 

Dynamics of production of crude oil in the US since April 2015 to July 2016, th. bpd.

Source: US Energy Information Administration

attempt to prevent fraud from the indus-

try business.

In  some  cases,  American  companies 

continue to purposefully «cheat» the re-

source base to increase market capitali-

zation and investment interest, as well as 

for debt financing. In other words, some 

companies simply have to show constant 

growth  of  proven  reserves,  including 

taking  into  account  the  frequent  bind-

ing provided credit lines to this indicator. 

They have two main ways to expand the 

resource  base  -  namely,  a  great  buy  of 

new assets, or to find more. The use of 

hydraulic fracturing technology and ver-

tical drilling makes final journey easier.

As  a  result,  the  US  subsoil  users  man-

aged  to  lobby  the  need  to  address  the 

undeveloped  areas  of  shale  formations 

as the proven reserves in the Securities 

and Exchange Commission, appealing to 

the «predictability» of their distribution 

within  shale  formations.  The  Securities 

and  Exchange  Commission  has  made 

concessions, but put forward two impor-

tant  conditions.  First,  the  well  must  be 

profitable  under  the  price  determined 

by a special formula. If in 2014 the price 

reached about $95 per barrel, in the fu-

ture this advantage has disappeared - at 

the end of last year it did not exceed $50. 

Second,  the  regulator  requires  that  un-

developed portions to be introduced into 

commercial use no later than 5 years af-

ter taking on companies’ balance.

These  circumstances  can  lead  to  a  fur-

ther  substantial  reduction  in  proven  re-

serves of shale oil, even in case of con-

servation of average annual value of the 

benchmark grades to the psychologically 

important mark of $50 per barrel.

Further significant tightening of the peri-

Picture 3. 

Comparison extraction of crude oil in the United States (excluding Alaska), the API scale, 

th. bpd.

Source: US Energy Information Administration

Picture 4. 

Dynamics of US exports of crude oil from April 2015 to May 2016, th. bpd.

Source: US Energy Information Administration

78

№4 (77), 2016

KAZENERGY

79

KAZENERGY

od of low oil prices will negatively affect 

the financial stability of the US oil indus-

try. This is especially true of hundreds of 

small producers of raw materials, which 

do not have sufficient free liquidity and 

operate  on  the  «periphery»  of  major 

shale  formations.  It  is  worth  recalling 

that,  in  contrast  to  traditional  deposits, 

timed to coincide with a porous and per-

meable  rock  reservoirs,  shale  suites  are 

characterized  by  uneven  zoning  forma-

tion of source and distribution of recov-

erable  reserves,  mainly  concentrated  in 

the most attractive areas (so-called «tid-

bits» or sweet spots).

The  average  profitability  of  production 

at all US shale suites in the current price 

environment  remains  negative,  exceed-

ing $50 per barrel. For example, accord-

ing  to  the  estimates  by  KLR  Group,  in 

2016 the Eagle Ford is characterized by a 

break-even price of 52-59 dollars per bar-

rel (the eastern part of formation is less 

expensive),  Bakken  is  breakeven  at  $67 

per barrel, Pool Midland - 51 dollars per 

barrel, respectively. As a result, American 

mining  companies  continue  to  receive 

damages  even  at  today’s  prices,  not  to 

mention the period of record in the last 

decade of price lows recorded at the be-

ginning  of  2016.  However,  it  should  be 

recognized that «tidbits» of leading shale 

formations,  in  some  cases,  determine 

the  price  of  «cut-off»,  providing  their 

minimum return, at the level of no more 

than  35-40  dollars  per  barrel  (including 

the  reduction  of  investment  costs).  The 

companies developing it are less suscep-

tible to price shocks.

According to the forecast of Wood Mac-

kenzie, only in 2016-2017, industry capital 

investment in the US will be reduced by 

an impressive $150 billion (not including 

Alaska). The most significant reduction in 

investment is characteristic for American 

companies  developing  key  shale  forma-

tions of Bakken in North Dakota and Ea-

gle Ford in Texas. They account for 36% of 

the total projected amount of Capex cuts 

in the United States. For comparison, the 

total investment in the whole world will 

demonstrate  compression  at  370  billion 

dollars,  that  is,  the  share  of  the  United 

States will reach 40% of the global con-

traction.

The Wood Mackenzie is sure if prices re-

main  at  an  average  annual  level  of  $50 

per  barrel,  the  investment  in  shale  pro-

duction in the foreseeable future will be 

«sluggish, with tend to reduce». Only in 

case of increase in the cost of a barrel at 

$60 per barrel, the situation will improve 

in the entire sector.

However, taking into account the capital 

and  operational  costs,  logistics,  and  the 

need to repay debt, much of the industri-

al companies are in need of much higher 

long-term prices. So, evaluations of KLR 

Group  suggest  that  for  generation  of  a 

10 percent rate of profit without the use 

of  borrowed  funds,  companies  operat-

ing in the eastern part of the Eagle Ford 

formation  and  Midland  basin  require 

a  minimum  of  80-85  dollars  per  barrel 

WTI.  For  subsoil  users  developing  less 

commercially viable oil shale formation, 

the market price of oil should reach up to 

100 dollars per barrel.

Although  part  of  investment  reductions 

are due to introduction of less expensive 

technological  solutions  within  the  verti-

cal  drilling  and  hydraulic  fracturing,  the 

revision of investment programs by min-

ing companies have a negative impact on 

medium-term  indicators  of  production 

and  especially  exploration,  which  takes 

special importance as a part of shale oil 

production.  It  should  be  borne  in  mind 

that oil reserves in shale wells are being 

depleted  much  faster  than  traditional  - 

they need to constantly drill new wells to 

keep production of raw materials.

Insufficient amounts of Capex in this con-

text are able to deal a painful blow to the 

US subsoil users in the sector of shale oil 

production.  If  the  industry  producers  in 

the  US  continue  to  reduce  investment, 

then,  according  to  some  forecasts,  the 

reduction  of  oil  shale  oil  production 

could reach 60% a year.

American branch companies are actively 

recording financial losses and continue to 

focus on involvement of borrowed funds, 

despite  deterioration  of  covenants  and 

reinsurance approach from lenders. It is 

important  that  a  number  of  companies 

is  forced  to  regular  issue  of  shares  and 

other  transactions  in  the  stock  market 

due to the lack of availability of sufficient 

debt financing. In this case, an additional 

challenge is to reduce the industry’s ca-

pacity to hedge price risks. Thus, accord-

ing  to  estimates  of  IHS  Energy,  in  2016, 

North American mining companies were 

able to hedge up to 14% of total oil pro-

duction, and the forecast for 2017 is only 

2%.

In this context, we cannot deny the ongo-

ing formation of a large «shale bubble» 

in US oil market,  the collapse of which is 

able to critically affect stability of the en-

tire US oil industry and cause an uncon-

trolled wave of massive defaults.

It  is  noteworthy  that,  according  to 

Haynes and Boone, during the period of 

January  2015  to  the  end  of  June  2016, 

85  North  American  oil  and  gas  produc-

ers  have  already  announced  a  default. 

First of all, from Texas and Delaware - 43 

and 15 subsoil users, respectively. Their 

total payables amounted to 61.18 billion 

dollars. Including for the first half of this 

year,  the  number  of  bankruptcies  has 

reached  43,  with  total  unfulfilled  guar-

anteed and non-guaranteed debt in the 

amount of 43.96 billion dollars. By mag-

nitude  of  debt,  SandRidge  Energy  (8,26 

billion)  and  included  in  the  top  20  larg-

est  oil  and  gas  producers  of  the  United 

States Linn Energy (5,96 billion) become 

the largest bankruptcy in the meantime, 

they  filed  for  bankruptcy  in  the  middle 

of last May. Also, massive defaults have 

been recorded in the oilfield services sec-

tor of the US, the number of which from 

the beginning of 2015 reached 72 with a 

total accumulated debt in the amount of 

11.67 billion dollars.

Despite  a  slight  recovery  in  oil  prices  in 

2016,  expectations  of  further  continua-

tion  of  series  of  bankruptcies  in  the  US 

of subsoil users remain widespread. For 

example,  Halcon  Resources  and  a  num-

ber  of  other  major  industry  players  are 

on the verge of default.

To summarize, we can say that the sec-

ond  half  of  2016  and  the  beginning  of 

next year will be crucial for the US oil in-

dustry, when key shale projects will have 

a final check for strength.

In  view  of  the  reinsurance  approach  of 

lenders and the unwillingness of the US 

government to intervene directly in sup-

port of the industry, the prolonged price 

crisis  has  significantly  thinned  market 

players  and  will  lead  to  its  accelerated 

consolidation through large-scale screen-

ing of most small and medium-sized pro-

ducers became «pioneers» of shale revo-

lution a few years ago.

Accumulated debt, 

USD

Bankruptcy declaration 

date

SandRidge Energy

8 260 219 863.65

May 16, 2016 

Linn Energy

5 962 000 000.00

May 11, 2016 

Breitburn Operating

5 817 354 822.88

May 15, 2016 

Pacific Exploration & Production 5 320 000 000.00

April 29, 2016 

Samson Resources

4 331 775 489.15

September 16, 2015 

Ultra Petroleum

3 794 864 530.00

April 29, 2016

Table 1. 

The largest defaults of US subsoil users in 2015-2016.

Source: Haynes and Boone LLP

80

№4 (77), 2016

KAZENERGY

81

KAZENERGY

«Global Gas Group»:

 

природный газ не должен 

быть «привилегией»

на сегодняшний день больше половины жителей казахстана не 

имеют доступа к природному газу. «Привилегия» использования 

«голубого топлива» есть только у 42% населения в 9 регионах 

страны, это около 7 млн. жителей. Для решения этой проблемы 

власти республики разработали Генеральную схему газификации 

Рк на 2015-2030 годы. Более актуальным этот вопрос стал после 

подписания Парижского соглашения, а также взятых казахстаном 

обязательств по сокращению выбросов на 15% к 2020 году от 

уровня 1990 года.

Помимо этого, природный газ дешевле, экономичней и безопасней 

других видов топлива. в этой связи, все чаще правительства 

различных государств прибегают к широкому использованию 

сжиженного природного газа (сПГ). его основные страны-

потребители - япония, Южная корея, испания, франция, сШа, 

китай и индия. 

в этом году в казахстане введут в эксплуатацию первую 

станцию регазификации сПГ, предназначенную для обеспечения 

газоснабжения потребителей отдельных районов астаны. Проект 

реализует группа компаний Global Gas Group. в этой связи мы 

обратились к генеральному директору компании олегу Гончарову, 

чтобы выяснить детали и подробности проекта, а также его взгляд 

на особенности газификации в казахстане.

жүктеу/скачать 20,76 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: