En Estados Unidos, a pesar de que el número de equipos de perforación y el número de pozos perforados han caído, la extracción petrolera, continúa, a la fecha, alrededor de 8 millones y 8.5 millones de barriles diarios, aunque pueden encontrarse estimaciones que la elevan aún más.
Intentaremos una breve nota al respecto. Comenzaremos señalando que la crisis de los precios del petróleo aún no ha concluido, aunque algunos analistas perciben nuevas señales positivas, como los aumentos recientes de los crudos marcadores, oscilando alrededor de 40 dólares por casi todo marzo, lo que ha permitido a la mezcla mexicana situarse en alrededor de 30; asimismo también se constata que hay expectativas de que se superen las contradicciones en el acuerdo de congelar la producción en el que participan Arabia, Rusia y otros países.
Por otro lado, también hay quienes esperan que la reincorporación de Irán al mercado no implique incrementos de gran volumen.
A pesar de las incertidumbres y del gran número de aspectos que aún no podemos entender, pienso que ya se pueden ir desprendiendo algunas conclusiones de esta gran reestructuración del mercado que comenzó hace casi 2 años.
Quizá la primera gran lección de esta crisis es la capacidad de sobrevivir de algunas cuencas de lutitas.
El propio secretario general de la Organización de países Exportadores de Petróleo (OPEP) reconoció que estaba “sorprendido” ante la resistencia de la producción shale de Estados Unidos: (“The resilience of U.S. production has taken OPEC by surprise, Secretary-General Abdalla El Bdry, said”, cabeceó una nota de The New York Times).
En México debemos estudiar este tema porque hoy las formaciones shale son consideradas entre las dos áreas principales de los “recursos prospectivos”, el otro son las aguas profundas. Es decir, lo que ocurra en Estados Unidos tiene implicaciones para el futuro de la reforma energética. En Contralínea hemos examinado que, en este gobierno de Enrique Peña Nieto, algunas empresas como Halliburton y Weatherford (esta última disfrazada como Petrolite) han logrado posicionarse en los bloques Humapa y Miquetla, licitadas entre 2013 y 2014, ambas con indicios de contener lutitas hidrocarburíferas.
Desde luego cualquier examen de las cuencas que han resistido tiene que comenzar destacando que sólo una parte, quizá la mayoría de las áreas y pozos de shale, hoy están semiparalizadas, imposibilitadas de cubrir los costos de ese tipo de explotación, esperando que los precios repunten.
De hecho grandes áreas de la producción shale están entre los principales afectados por la crisis, que, desde su comienzo, inició la expulsión del mercado de todas las franjas de producción de costos elevados. En un recuento, a la fecha, podríamos destacar los siguientes renglones:
Las áreas que han resistido son tres: Eagle Ford, la cuenca Permian y Bakken. Ellas contribuyen con el 80 por ciento de la producción de Estados Unidos (lo dice el servicio de información, EIA, por su sigla en inglés: “More than 80% of oil production from tight formations originates from the Eagle Ford, Bakken, and Permian regions).
Bakken es la que ha enfrentado las mayores dificultades; se ubica en Dakota del Norte y Montana, en la frontera con Canadá. El frío y las tormentas de nieve en Dakota del Norte elevan los costos entre 20 y 30 por ciento durante los meses de invierno, porque los líquidos utilizados en los procesos necesitan calentarse y su transporte a menudo sufre retrasos.
Tal vez el principal problema en esa región es la falta de oleoductos para el transporte a los mercados de la costa del Atlántico (sólo el flete por ferrocarril agrega 10 dólares por barril). Quizá no tan elevados pero también se encarecen con el envío a las refinerías a las costas del Pacífico. Desde que los precios cayeron debajo de 50 dólares, las refinerías en esas costas han vuelto a importar petróleo de Venezuela y Colombia, empleando buquestanque, que es un transporte más económico.
En estas condiciones, la primera medida para sobrevivir en Bakken ha sido la construcción de una nueva refinería; la crisis apuró su edificación, y apenas en diciembre del año pasado se anunció otra más (véase Oil&Gas Journal, www.ogj.com/articles/2015/12/meridian-energy-group-plan-refinery-for-north-dakota.html).
Más interesante aún es el dato sobre sus pequeñas capacidades de proceso y sus características. La que ya está construida y funcionando desde el pasado 5 de mayo de 2015 fue diseñada para procesar sólo 20 mil barriles diarios, y sus plantas sencillas permiten obtener sólo diésel. Una parte de la carga será reenviada a otras refinerías para concluir el proceso de refino. Igual dimensión tiene la nueva planta anunciada.
Nótese el contraste con México, en donde sólo se sueña con planes faraónicos. Entre paréntesis anotemos que igual está ocurriendo en China: en ese país a las nuevas pequeñas refinerías que están construyendo las llaman “teteras” (teapots) y están procesando el petróleo que los chinos siguen comprando barato, al aprovechar la situación en que han caído algunos países como México y Venezuela (para ampliar la información sobre las teteras, véanse los artículos de Jenny W Hsu, la joven corresponsal de The Wall Street Journal en Hong Kong.
Pero las “innovaciones” principales que se realizan en los campos gringos de lutitas se ubican en las operaciones del fracking.
En shale encontramos tres parámetros que determinan sus resultados (puede verse una explicación más detallada en mi capítulo en el libro coordinado por el doctor Arturo Oropeza: Reforma Energética y Desarrollo Industrial, edición del Instituto de Investigaciones Jurídicas de la Universidad Nacional Autónoma de México, 2015, página 141):
El ingeniero Monte Besler, quien ha trabajado décadas en la cuenca Bakken, considera que la prolongación del ciclo de vida de los yacimientos en lutitas depende de los materiales inyectados para romper las rocas y mantener abiertas las fracturas. Por lo general se ha utilizado arena, pero Besler considera que puede ser aplastada en las capas del subsuelo: cuanto más profundas, tienen más riesgo de ser cerradas por la presión. Por ello recomienda el uso de materiales artificiales más resistentes, como perlas de cerámica.
Tal vez no todos coincidirían, pero el ingeniero considera que el empleo de estos llamados “sustentantes” o “apuntalantes”, de más alta calidad, pueden permitir que los pozos sean productivos durante 20 o 30 años (http://oilpatchdispatch.areavoices.com/2013/03/25/faces-of-the-boom-fracn8rs-name-says-it-all/).
La agencia Reuters acaba de publicar un gran reportaje en el que la doctora Jennifer Miskimins, consultora senior de Barree & Associates, en Lakewood, Colorado, resumió en qué segmentos están innovando los frackers:
La autora sintetiza el esfuerzo diciendo que están “empujando la tecnología de la fractura hidráulica a nuevos extremos” (“Turning to frack tech, stricken U.S. oil drillers test new limits”, http://uk.reuters.com/article/usa-shale-fracking-idUKL1N16K04D).
El reportaje menciona entre las empresas más destacadas en estos empeños a Pioneer Natural Resources, que está aumentando el tamaño de las fracturas en sus pozos; Devon Energy Corp, Whiting Petroleum y Continental Resources, Inc, que “han cargado las terminaciones de sus pozos con concentraciones más altas de apuntalante, esencialmente, arena”.
Devon reveló que bombea alrededor de 2 mil 500 a 2 mil 700 libras por pie en algunos de sus pozos, logrando un aumento del 50 por ciento en las tasas iniciales de producción.
La fractura es la inyección de agua y químicos en la sección horizontal del pozo. Los frackers esperan que cuanto más fracturas se realicen más elevada será la producción inicial. Los pozos en México, según nuestra información han tenido hasta 16 fracturas; en Estados Unidos los han elevado a 50 (50 fracturas por pozo).
Pioneer reveló que ha reducido el espaciamiento entre los fracks para facilitar el acceso de fluido y de la arena a la formación productora, a tan sólo 5 metros, alrededor de 15 pies; esto se considera un movimiento “sin precedentes”.
El ingeniero Monte Besler, a quien algunos reportajes presentan como un personaje pintoresco (“el nombre de su empresa lo dice todo”, se llama “FRACN8R Consulting”), estima que “el salto al espaciamiento a 15 pies podría fácilmente aumentar la producción inicial hasta en un 50 por ciento”.
Pioneer ha usado todas las recetas: no sólo recortó la distancia entre cada fractura, sino que bombea alrededor de 36 barriles por pie, frente a los 30 que se introducían antes, en todos sus pozos.
La aplicación de estas fórmulas es selectiva: en la Cuenca del Pérmico sólo se seleccionaron 22 pozos.
Otras empresas que han ensayado estos métodos son Enron Oil and Gas Resources, Whiting Petroleum Corp y Hess Corporation.
Según Hess Corp, aumentar el número de fracturas entre 40 y 50 por ciento le permitió un aumento promedio de más del 20 por ciento en las tasas de producción iniciales. La empresa subraya: “básicamente con el mismo costo”.
Por otro lado los costos para los productores también están disminuyendo a medida que los proveedores de servicios compiten ferozmente (fiercely, en el original) por la limitada cantidad de trabajo que se ofrece.
Como vemos, los resultados no son homogéneos, algunos aseguran que estas técnicas aumentan la producción inicial por pozo entre un 5 y un 50 por ciento, pero todos coinciden que son muestra de la capacidad de recuperación de ese nuevo segmento de la industria petrolera que, a la fecha, sigue siendo un fenómeno exclusivamente estadunidense y a cargo de pequeñas empresas llamadas “independientes”.
Otra medida es perforar más pozos por cada equipo, según Tim Dove de Pioneer Co, su compañía la ha elevado en 30 por ciento.
Finalmente también han logrado acortar el tiempo de perforación, la información más optimista al respecto quizá la ofreció Erin Ailworth, corresponsal de The Wall Street Journal en Houston quien asegura que en el Pérmico, en Texas lo han abatido de18 días a 9 “en algunos pozos”.
Todos estos esfuerzos ponen de manifiesto que las empresas aún no están considerando levantar la bandera blanca, dice otro articulista.
Tim Dove, de Pioneer Co, concluye: “Tenemos que seguir avanzando en términos de nuestra base de conocimientos de modo que cuando los precios mejoren, podremos golpear con todo”.
Para concluir esta nota podemos decir que la tasa de declinación no se ha podido abatir y que las mejorías en productividad básicamente se han concentrado en elevar la producción inicial.
El Departamento de Energía de Estados Unidos ha resumido los resultados en uno de los más recientes reportes de su oficina de información, en los que ofrece los promedios por cuenca. Las gráficas a continuación muestran una constante elevación de la producción inicial.
Comenzamos con la Cuenca Bakken, cuya curva se muestra en la ilustración 1. En 2007 era de 250 barriles y para 2015 lograron levantarla a poco más de 400 barriles. La misma curva indica que después de 1 año de operaciones, en Bakken aún pueden extraer 150 barriles por pozo, y, sin pretender exactitud, podrían seguir exprimiendo, en pozos con 4 o 5 años de antigüedad, unos 50 barriles por día.
Si la información es correcta, debemos reconocer que algunas de las formaciones shale tienen un potencial mayor de lo que algunos creíamos. Personalmente, confieso que he estado esperando por años un súbito colapso en los campos, o una quiebra generalizada de las empresas y bancos. La investigación que estoy realizando muestra que algunos de los empresarios, realizando los experimentos que he reseñado, incluso han conseguido nuevos créditos de la banca.
Para concluir, debemos insistir en la heterogeneidad de las áreas, los experimentos que hemos comentado sólo son posibles si el potencial geológico los permite. La heterogeneidad finalmente se manifiesta en los costos diferenciales. Taylor Reid, presidente del Consejo de Oasis Petroleum, asegura que puede continuar operando con precios de 30 dólares el barril, en tanto que Continental Resources ha revelado que su flujo de caja permanecería neutral, sólo si el West Texas alcanza 37 dólares por barril, en promedio, para este 2016. Es decir, la compañía continúa caminando en el filo de la navaja.
Fabio Barbosa
[ANÁLISIS ENERGÉTICO]
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