
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.

La resistencia de las formaciones shale
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.

Las cuencas shales, principales afectadas por la crisis
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:
- Unos 900 equipos de perforación han sido “enfriados”, como dicen en Estados Unidos, es decir aproximadamente el 40 por ciento de las torres de perforación existentes antes de la crisis hoy están apilados, dejaron de operar.
- Un cuarto de millón, 250 mil trabajadores, han sido despedidos de los empleos, según un muy citado artículo de The New York Times, publicado el 8 de marzo de 2016.
- Se ha informado sobre empresas que han suspendido operaciones en shale, se ha hablado de quiebras, pero la información que permita señalar nombres, fechas y montos de sus deudas, a la fecha sigue siendo muy pobre. Pero puede afirmarse que todas, sin excepción, han disminuido inversiones.

Estrategias de los shales para sobrevivir
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.
Frackers, batalla pozo por pozo
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):
- La tasa de declinación, es la característica definitoria en este negocio en el que, después del primer año puede perderse el 50 por ciento, o más, del volumen extraído, y, con ello, el mismo porcentaje del flujo de caja.
- El volumen de la producción inicial y,
- La cifra de producción después del primer año, determinante en la estimación del ciclo de vida del yacimiento.
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:
- El aumento y mejoría de las cantidades de apuntalante de las fracturas.
- El aumento de los fluidos que se inyectan.
- La disminución del espacio de separación entre las fracturas.
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.
Fracturas a distancias más cortas
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.
Disminución de los costos
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”.
Los frackers no se van a rendir
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
TEXTOS RELACIONADOS: