<div dir="ltr">On Wed, Oct 30, 2013 at 6:03 AM, Eugen Leitl <span dir="ltr"><<a href="mailto:eugen@leitl.org" target="_blank">eugen@leitl.org</a>></span> wrote:<br><div class="gmail_extra"><div class="gmail_quote"><blockquote class="gmail_quote" style="margin:0 0 0 .8ex;border-left:1px #ccc solid;padding-left:1ex">
<br>
<a href="http://fcnp.com/2013/10/29/the-peak-oil-crisis-the-shale-oil-bubble/" target="_blank">http://fcnp.com/2013/10/29/the-peak-oil-crisis-the-shale-oil-bubble/</a><br>
<br>
The Peak Oil Crisis: The Shale Oil Bubble<br>
<br>There are two key questions which will determine how much longer these shale<br>
oil plays will continue growing. One is how many economically viable sites<br>
are left to drill; and how long it will it be before production from the<br>
10,000 or wells already pumping in the Bakken will fall to the place where<br>
the 150 or so new wells coming into production each month will not be enough<br>
to keep total production growing.<br></blockquote><div><br></div><div>Absolutely true this.</div><div> </div><blockquote class="gmail_quote" style="margin:0 0 0 .8ex;border-left:1px #ccc solid;padding-left:1ex">While not making a forecast as to when production will peak in the shale<br>

fields, the EIA, however, does make a projection as to what will happen in<br>
November 2013, not a particularly bold prediction but at least it is<br>
something. According to the EIA report, what it terms the decline in “legacy<br>
oil production” (i.e. those wells that have been producing for more than a<br>
month) for the Bakken field is now at 60,000. The Texas’s Eagle Ford field’s<br>
production is now declining at 80,000 b/d and the no longer growing Permian<br>
Field is declining at 34,000 b/d.</blockquote><blockquote class="gmail_quote" style="margin:0 0 0 .8ex;border-left:1px #ccc solid;padding-left:1ex">
<br>
Winter in North Dakota can be rather harsh and we have already had some snow<br>
up there, so bringing new wells into production in the next few months can be<br>
difficult. Last winter the number of new wells coming on stream was closer to<br>
100 per month rather than the 200 or so during better weather. </blockquote><div><br></div><div>Calling the winter in North Dakota "rather harsh" is like calling New Orleans a "little breezy" during a hurricane. I'm surprised they could bring 100 up in that kind of weather.</div>
<div><br></div><div>The whole article from there forward would have been a little easier to follow if they had done year to year comparisons, rather than October to November comparisons.</div><div> </div><blockquote class="gmail_quote" style="margin:0 0 0 .8ex;border-left:1px #ccc solid;padding-left:1ex">
Remember the number of producing wells in North Dakota is increasing at about<br>
1,800 a year and even more down in Texas.<br></blockquote><div><br></div><div>That sounds good. Though if they dry up quickly, that is clearly a bad thing for oil production long term.</div><div> </div><blockquote class="gmail_quote" style="margin:0 0 0 .8ex;border-left:1px #ccc solid;padding-left:1ex">
In looking at the steep decline in production from legacy wells in the Bakken<br>
and Eagle Ford shales, decline between November 2012 and November 2013<br>
increased from 44,000 b/d to 60,000 b/d and from 54,000 b/d to 78,000 b/d<br>
respectively. Given that there will be another 4,000 or so legacy wells in<br>
production by this time next year the decline going on by this time next year<br>
is certain to be considerably greater.<br></blockquote><div><br></div><div>It is hard to follow the logic from these numbers. The number goes up, but it is seen as a problem?</div><div> </div><blockquote class="gmail_quote" style="margin:0 0 0 .8ex;border-left:1px #ccc solid;padding-left:1ex">
While the EIA does not seem willing to make a forecast, it sure looks as if<br>
the increase in production for these two fields will be unlikely to keep up<br>
with the rate of decline within the next 12 to 18 months and that US shale<br>
oil production will no longer be growing.<br></blockquote><div><br></div><div>That would be unfortunate for us all.</div><div> </div><blockquote class="gmail_quote" style="margin:0 0 0 .8ex;border-left:1px #ccc solid;padding-left:1ex">
While it is possible that a surge of investment will increase the drilling to<br>
keep up with declines in production from the older wells, this is expensive,<br>
and for now it looks as if oil prices are heading for a level where fracked<br>
oil production is not profitable. </blockquote><div><br></div><div>And thus, the fields will last longer until it is again profitable. Again, oil prices declining is seen as a "bad thing" and this doesn't make a lot of sense to me.</div>
<div> </div><blockquote class="gmail_quote" style="margin:0 0 0 .8ex;border-left:1px #ccc solid;padding-left:1ex">Outside geologists with access to<br>
proprietary data on decline rates have been forecasting for some time now<br>
that as the number wells increases and their quality declines, the shale boom<br>
will be coming to an end in the next two years. The release of EIA data seems<br>
to confirm these predictions.<br></blockquote><div><br></div><div>That would indeed be unfortunate. I hope he is incorrect, but I fear he is not. Oil is a boom and bust kind of business, and booms don't last forever. I hope they find another place to go boom when we need it. Maybe Antarctica? Winters are a bit brisk there too... LOL</div>
<div><br></div><div>-Kelly</div><div> </div></div></div></div>