La producción de crudo proveniente de los activos de lutitas (shale) en los EEUU, podría estar aproximándose a su máximo potencial y alistándose para iniciar una consistente caída dentro de los próximos 30 @ 36 meses. Basamos nuestra afirmación en el comportamiento observado durante los últimos 6 meses, de la razón de cambio (ROC) de la producción versus el número de taladros activos dedicados a petróleo, así como también la ROC de los inventarios de pozos perforados pero no completados (DUC). A pesar que las señales aun no parecen haber sido percibidas por los mercados energéticos, se piensa que los hechos son por demás conocidos, por los productores claves de activos no convencionales.
Antecedentes:
Las lutitas fracturadas (fractured shales) han sido producidas en esencia desde los 1900’s a lo largo de la cuenca de los Apalaches. Los pozos perforados en ese tipo de activos presentan en general un comportamiento particular, caracterizado por una abrupta caída de hasta el 60%, durante los primeros 6 @ 12 meses a partir del arranque de la producción inicial. Dicho comportamiento es el resultado del efecto combinado de la rotación de los campos de esfuerzo en el área de drenaje durante el arranque de producción primaria, actuando contra la estabilidad de la formación cercana al pozo, así como también favoreciendo la reducción de permeabilidad y el radio de drenaje equivalente del pozo luego de su “fracturamiento”/estimulación artificial, tornando este tipo de operaciones, de un elevado costo (OPEX) de mantenimiento.
Actualmente existe un inventario superior a los 8.500 pozos DUC en los EEUU, que normalmente es utilizado (completado y puesto a producir), en función de las variables y señales del mercado. Como veremos más adelante, el uso “conveniente” de dicho inventario de pozos, ha venido asumiendo recientemente un rol fundamental en el enmascaramiento y maquillaje tanto de la eficiencia y rendimiento real de las operaciones de este tipo de activos, como de las señales salientes hacia los mercados energéticos.
Sin embargo existe también riesgos inherentes, así como desventajas operacionales que parecieran no haber sido contabilizadas, al perforar y suspender dichos pozos por largos periodos de tiempo, indistintamente del fluido de “completación” dejado dentro del hoyo/pozo (borehole), que posee el potencial real de dejar sin producir a cerca de 1/3 del inventario total de dichos pozos (DUC), tal y como es sugerido por data dura de campo.
Usted podría aludir que para eso está el “fracking”; para eso son los múltiples planos de fracturas; para “by pasear” tal daño en todo caso. Pero analicemos un poco las cosas. Las lutitas (shale) no poseen porosidad efectiva, sino absoluta (micro pores <1 mm), mientras que la permeabilidad paralela al plano de deposición es normalmente del orden de los micro-darcies (0.5 to 200). De allí la necesidad de fracturar dichas formaciones a través de múltiples planos de fractura. Entre as variables claves que juegan un rol fundamental en el abatimiento del potencial de producción de pozos suspendidos (DUC) y no completados podrían ser mencionadas; reacciones fisicoquímicas, electroquímicas e hidrodinámicas secundarias y terciarias, exposición de la zona de producción a daño por finos coloidales, taponamiento, “puenteamiento”, “procesos de “desorption” y subsecuente transporte/migración superficial de fluidos a través de planos (Y/Z) interconectados. En consecuencia, aun sin haber completado dicho pozo, existe además del daño, el potencial intrínseco real de vaciamiento/migración de fluidos y/o segregación diferencial; particularmente en este tipo de formaciones multicapas (multi-layered).
El Falso “Mantra del Fracking”:
Durante 2014, cuanto el número de taladros activos dedicados a crudo escalaba sobre los 1.600, la producción aumentaba a razón de 750 @ 850 B/D por cada taladro activo dedicado a crudo, desde unos 8.100 MBD a comienzo de año, a casi 9.000 MBD hacia finales del mismo año. Debido al efecto causado por la estrategia trazada desde los predios de la OPEP, se propició paralelamente la caída del barril, desde unos $95 a menos de $50 durante el mismo periodo, obligando a los operadores más ineficientes de EEUU a cerrar o disminuir el tamaño y la intensidad de sus operaciones. Mirando hacia atrás, la estrategia de la OPEP estaba apuntando en la dirección correcta para entonces, al haber puesto contra la pared, a aquellos productores de crudo en lutitas más costosos e ineficientes.
Las operaciones en activos de lutitas (shale) son costosas e intensivas en términos de demanda de capital y gastos y más aun en términos de las incertidumbres asociadas, partiendo de la solidez en el nivel real de reservas y terminando por el frágil sostenimiento de la producción por pozo. Sin embargo, hay que reconocer que los productores/operadores norteamericanos, encontraron una manera hábil de darle la vuelta a tal reto y de confundir las señales del mercado a través de la oportuna liberación de inventarios de pozos DUC.
Para analizar apropiadamente el comportamiento histórico de los DUC, hay que comenzar por diferenciar entre el tipo, costo y eficiencia particular de la operación, del tipo de activo y por supuesto del costo (empréstitos) de tener acceso al dinero. De acuerdo al análisis de datos históricos, existe un punto de inflexión bien definido para el precio del barril, a partir del cual se liberan los inventarios de DUC.
Existe una marcada dispersión en cuanto al costo de producción y rentabilidad para los distintos activos de lutitas en EEUU, sin embargo se podría decir que el rango de $46 @ $48 aglutina la mayor porción de dichos operadores. Por debajo de dicho rango, una gruesa porción de los productores de crudo en lutitas dejan de ser rentables y por ende los pozos DUC son normalmente liberados por debajo del mismo. Usualmente, los productores mas eficientes construyen inventarios cuando el barril se encuentra entre un nivel de $49 @ $54, mientras se embarcan en “hedging” cuando el barril se encuentra por encima de $55 @ $60, particularmente aquellos productores y activos menos eficientes y más costosos.
Por otro lado, la extensión del ciclo para la entrada de DUC se reduce proporcional a la madurez del activo, tornándose más consecutivo. Ello podría ser explicado por el natural vaciamiento de reservas/energía, que demanda mayor numero de pozos para generar un mismo nivel de producción. Dado que dicho ciclo se ha venido reduciendo últimamente, es adecuado concluir que las reservas en esos activos podrían estar alcanzando un punto de giro crítico.
En realidad y más allá del “aparente” aumento observado en la producción, la productividad combinada por taladro activo (crudo) y la “conveniente” entrada de pozos DUC, ha venido consistentemente en descenso desde mediados de 2016 cuando alcanzó sobre los 3.600 B/D por taladro activo (crudo), para aterrizar por debajo de los 1.900 B/D por taladro activo recientemente, acumulando una reducción sobre el 43% en un periodo de 3 años.
La relación histórica entre la razón de cambio de la eficiencia de taladro versus la producción neta de crudo parece corroborar la afirmación anterior, al mostrar que el “aparente” aumento en dicha eficiencia, en presencia de un decrecimiento en el numero de taladros activos (crudo) es realmente debido a la entrada de pozos DUC tal y como puede observarse en el grafico siguiente.
De corroborarse de hecho dicha observación en la práctica, las implicaciones podrían tornarse críticas en el desempeño futuro de los mercados energéticos, de las alineaciones geopolíticas entre los más preponderantes países productores y consumidores y en la importancia real que podría tener el mantener una OPEP unificada, estable y sólida.
Muy posiblemente, estos elementos hayan pasado desapercibidos hasta el momento, alimentando en consecuencia la idea errada de una eficiencia y un crecimiento sostenido en la producción de crudo de los EEUU. Un escenario de reducción sostenida de la producción de crudo de ese país, traería consigo consecuencias a nuestro entender catastróficas primariamente para la economía norteamericana, con potencial de enviar el barril a un horizonte sin precedentes y con implicaciones ulteriores para el crecimiento global. Se tardaría un periodo no previsto de tiempo en lograr nuevamente un nuevo nivel de resiliencia o balance entre la oferta y la demanda, que ocasionaría un verdadero descalabro mundial en dicho “commodity”, así como en aquellos segmentos con exposición intensiva a la energía fósil.
Einstein Millán Arcia |Petróleo y Gas “Upstream”/ Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991 / Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990 / Ingeniero de Petróleo Universidad de Oriente, 1979). Ha publicado y presentado en diversas revistas y conferencias internacionales más de 12 trabajos especializados en materia de Petróleo y Gas. Ha escrito más de 250 artículos de opinión en el campo energético y geopolítico, y sido citado en materia de petróleo y gas en: Soberania.org, aporrea.org, NoticiasVenezuela.org, Plattsblog, las armas de coronel, segurosybanca.com, noticiascandela.informe25.com, petroleum, la patilla, The Slush Pit (Oklahoma Oil & Gas News), Energy Economist y Los Ángeles Times.
@EinsteinMillan