1 February 2015 — Oil & Gas Update

1  

In this issue Trending News 1

Introduction to GA 1

Commodity Prices 2

Rig Count 2

Texas Drilling Activity 3

Drilling Rig Day Rates 4

Drilling Rig Utilization 5

Well Service Rigs 6

Drilling Activity Trends 7

Natural Gas Storage 7

FEBRUARY 2015

Oil & Gas Update

1 February 2015 — Oil & Gas Update

1  Trending News

GA has built a quality team to deliver 

both tangible and intangible valuations 

across the O&G platform.    

Recently appraised assets include:  

Compression Equipment 

Drilling & Well Service Equipment 

Frac Tank Rental/Manufacturing 

Well Logging Tools 

Pipeline Equipment 

Pressure Pumping Units 

Rental Tools 

Transportation Assets 

Wire Line Services 

Saltwater Disposal Wells 

Valves 

Tubular Goods 

Robert Callaway

Head of Oil & Gas 

Great American Group 

(972) 589‐3308 

rcallaway@greatamerican.com 

Drew Jakubek

Managing Director 

Great American Group 

(214) 455‐7081 

djakubek@greatamerican.com 

Contact Us

Introduction to GA

U.S. Shale Oil’s Crash Diet Likely to Bring Forward Output Dip 

Rig Count Reaches Five‐year Low; Forecast Projects More Losses 

Shale Producers Postpone Well Completions 

EIA’s February Short‐Term Energy Outlook 

IEA’s Oil Market Report 

GA is a leading provider of appraisal services to the Oil and Gas (“O&G”) 

sector.  When a reliable valuation is required, our industry experts are 

there to assist private equity groups, investment and commercial banks, 

finance companies, as well as oilfield service companies across the U.S. 

and Canada. 

2 February 2015 — Oil & Gas Update

2  Commodity Prices

Drilling activity continues to slow.  For 

the week of February 20, 2015, drilling 

rigs turning totaled 1,310, which 

represented a decrease of 48 units from 

the prior week, and is down 

approximately 600 rigs from 2014 highs.  

Land‐based rigs decreased by 48 to 

1,250 rigs, while the Inland Waters was 

down two rigs and the Offshore rig 

count gained two rigs.   

 

Week‐over‐week, Oil rigs were down 

by 37 to 1,019 rigs, while the Gas rig 

count was down by 11.  The number of 

Directional rigs increased five units to 

128 rigs, Horizontal rigs were down by 

46 to 979, and Vertical drilling rigs 

decreased by seven to 203.   

 

Rigs in the Permian Basin were down 

by six to 362, and the Eagle Ford Shale 

decreased by four to 160 rigs.  The 

Williston Basin was down five to 123, 

and the Marcellus Shale count was flat 

at 69 rigs.   

Rig Count

3 February 2015 — Oil & Gas Update

3  Texas Drilling Activity

The drilling rig count in Texas averaged 

773 in January and is averaging 

approximately 600 in February, compared 

to 872 rigs turning for the month of 

December 2014.  The rig count as of 

February 20 was 576.   

 

The Railroad Commission reported 

approved well completions for January to 

be 1,997; however, there seems to be a 

delay in their processing.  Note that these 

were those that were approved as 

opposed to submitted.   

 

New permits filed in January totaled 

1,106, compared to 1,315 in December and 

1,476 in November.  February is trending 

to have approximately 800 new permits 

submitted.   

4 February 2015 — Oil & Gas Update

4  Drilling Rig Day Rates and Utilization

While there is an approximate six‐week lag from when the data is reported, the day rate 

pricing is showing a drop in the major rig classes for January.  Month‐over‐month, Class C and 

D rigs dropped by about 0.25% in December of 2014 and then another 1.0% to 1.25% in January 

of this year.   

5 February 2015 — Oil & Gas Update

5  Drilling Rig Utilization

Utilization rate data as provided by RigData shows significant drops, especially in Class C 

(1000‐1499 hp) and Class E (2000+ hp).  These have dropped from around 85% to near 65% to 

70%.  Likewise, Class D (1500‐1999 hp) rigs have gone from 90% to 95% to around 82% in 

January.  Class B (500‐999 hp) has suffered even more and dropped from 60% to 65% to near 

40% utilization.   

 

This data is changing very rapidly and is challenging to gather real time.  Based on recent 

trends seen first hand in the Permian Basin, GA expects to see these rates drop even further in 

the short‐term. 

Source: RigData 

6 February 2015 — Oil & Gas Update

6  Well Service Rigs

Well service rig counts through January 2015 are shown above by region.  The service rig 

count in the Permian Basin was down 50 to 625 on a month‐over‐month basis.  This represents 

a drop of roughly 100 rigs or 15% from the peak in January 2014.  A good portion of the 

reduction is said to come from rigs associated with completion work.  The rig count associated 

with maintaining producing wells or doing workover operations is reported to be more 

resilient.  The Rockies were down 10 rigs to 336, a drop of 37 from its peak.  The Midcontinent 

was down two rigs to 201.  The Texas Gulf Coast ended the month at 196, down by 16 rigs.  

The ArkLaTex region ended at 132, down seven units, and the Eastern U.S. was down five to 

74. 

7 February 2015 — Oil & Gas Update

7  Drilling Activity Trends

According to RigData’s survey dated 

February 16, there is more negative news 

about cuts in day rates.  While some 

contract drillers feel there may be a 

bottoming out in day rates, most feel any 

recovery is many months away. 

 

Most drillers are expecting declines in rates 

ranging from 10% to 30%, though a few feel 

it could be more along the lines of 20% to 

40%.  Nearly two‐thirds expect work 

volumes to decline further, but nearly a 

third felt the industry was at bottom now. 

Those surveyed report that operating costs 

have decreased due to lower trucking rates 

and fuel costs.   

 

Margins are still reported to be tightening as 

day rates are dropping more rapidly than 

operating costs.  Wages are being cut in a 

range of 2% to 20%, but those reductions 

have not yet caught up to the drop in day 

rates.   

 

 

Working gas in storage was 2,157 Bcf as of 

February 13, 2015, according to EIA 

estimates.  This represents a net decline of 

111 Bcf from the previous week.  Stocks 

were 678 Bcf higher than 

last year at this time and 58 

Bcf above the five‐year 

average of 2,099 Bcf.  In the 

East Region, stocks were 

28 Bcf below the five‐year 

average following net 

withdrawals of 97 Bcf.  

Stocks in the Producing 

Region were 26 Bcf above 

the five‐year average of 

772 Bcf after a net 

withdrawal of 18 Bcf.  

Stocks in the West Region were 60 Bcf above 

the five‐year average after a net addition of 

four Bcf.  At 2,157 Bcf, total working gas is 

within the five‐year historical range.  

Natural Gas Storage