El colapso de los precios del petróleo ha obligado a la industria estadounidense del esquisto a disminuir los costes de producción. Con el objetivo de mejorar el umbral de rentabilidad de un pozo de esquisto, la industria ha implementado tres estrategias generales: Mejorar las técnicas y la tecnología, como perforaciones laterales más grandes o usar más arenas de fraccionamiento; centrar las perforaciones en las zonas óptimas; y exigir precios menores a las compañías petroleras. Estas tres estrategias dan lugar a una disminución en el punto de equilibrio o punto muerto de los pozos de petróleo.Pero mientras la industria saca provecho de las mejoras en eficiencia, resaltando la mejora de la tecnología y de la gestión, el haberse centrado en las zonas óptimas (sweet spots) de los campos, ha sido “casi el doble de importante que una mejor tecnología en reducción de costes”, como el Post Carbon Institute (PCI) menciona en un artículo publicado el lunes, “2016 Tight Oil Reality Check”. Este es un proceso conocido como “High-grading” o “selección de alta calidad”. De hecho, las supuestas ganancias en eficiencia durante los últimos dos años son mucho menos impresionantes una vez que se profundiza en las causas.
En un discurso en la National Oil-equipment Manufacturers and Delegates Society (NOMADS) en Houston hace unos meses, el director asociado de IHS Markit’s de Extensiones Productivas y Cuencas, Reed Olsteadm, echa por tierra la idea de que la industria ha disminuido radicalmente el coste de la producción de esquisto. Reed Olsteadm ha descompuesto las reducciones de costes en varias categorías: “Uno de estos factores es la selección de alta calidad, donde los operarios perforan solo el área óptima”, dijo Olmstea. “Este hecho consiguió alrededor del 35% de la reducción del precio de equilibrio”. Las presiones de las empresas de servicios petroleros dan cuenta de otro 40% de la reducción del precio de equilibrio. Mientras tanto, la mayor eficiencia en las operaciones – los elementos que asegurarían que las reducciones en costes se sostienen en el tiempo - solo explican el 20% de las ganancias, mientras que el aprendizaje sobre el terreno supone un 6% adicional de las reducciones de costes.
En otras palabras, aproximadamente tres cuartas partes de las reducciones de coste provienen de unas tendencias que en última estancia no van a mejorar la recuperación total del petróleo. En primer lugar, las compañías petroleras empezarán a exigir precios más altos conforme las perforaciones repunten, lo que dará lugar a un aumento en el coste de dichas perforaciones.
Pero lo que es más importante, los famosos avances en tecnología y técnicas de perforación son un espejismo, al menos cuando se refieren a la recuperación del petróleo total de una cuenca de esquisto, discute el Post Carbon Institute en su artículo. De hecho, las compañías que procesan el esquisto han desarrollado formas innovadoras de hacer los pozos de esquisto más productivos. Sin embargo, aunque agrandar las perforaciones laterales y mejorar la recuperación del pozo pueda ser bueno para una compañía individual, esto no significa necesariamente que finalmente se recupere más petróleo de la cuenca completa en su conjunto.
“Unos laterales horizontales más grandes con tratamientos de mayor volumen perforan más superficie y reducen el número de pozos que pueden ser perforados sin interferencia”, concluye el artículo. Succionar más petróleo de la media de un pozo adelanta la recuperación - en vez de que el mismo petróleo sea recuperado por parte de más pozos a lo largo del tiempo, está siendo recuperado mucho más rápidamente desde menos pozos. Lo mismo ocurre para la selección de alta calidad – perforar las zonas óptimas hoy en día hace aparecer como si la cuenca estuviese siendo más productiva, dejando los mercados con la impresión de que las extensiones de esquisto pueden producir indefinidamente. Sin embargo, quizás estamos solamente quemando reservas finitas a un ritmo acelerado.
Incluso si la producción continuase creciendo, necesitará constantemente precios de crudo más altos. No solo los recursos subyacentes se agotarán más rápido al aplicar estas mejoras que conducen a una recuperación acelerada, sino que la producción de un petróleo de calidad en tiempos de precios bajos significa que “en el futuro se necesitaran precios progresivamente más altos, junto con ratios de perforaciones aún mayores, para acceder a zonas del campo con una calidad de petroleo de esquisto más pobre, si queremos mantener los niveles de producción”. Estamos produciendo petróleo más barato hoy, dejando el petróleo más caro para el futuro.
Las implicaciones de estos hallazgos son múltiples. Primero, la recuperación de los altos precios en la producción de esquisto puede no ser tan impresionante como las organizaciones como la EIA esperan. Las zonas óptimas han agotado su producción o ya están siendo perforadas, dejando las localizaciones menos deseables para cuando los precios suban. Más importante aún, la producción de esquisto no crecerá indefinidamente, como la EIA espera y otros analistas predicen. La EIA espera que la producción de esquisto crezca en las décadas venideras, alcanzando 11.3 millones de barriles por día en 2040, en comparación con los 8.6 mb/d actuales. Y este el caso de referencia para la EIA, ni siquiera es su escenario más optimista.
El PCI considera fantasiosas estas proyecciones. Por ejemplo, el yacimiento de petróleo de Bakken necesitaría doblar su producción a más de 2 mb/d, un escenario que pierde credibilidad, dice el PCI. La escala de perforaciones requerida no es realista, e incluso hoy, “la interferencia entre pozos es ya evidente en el antiguo condado productor, Mountrail, indicando que las localizaciones disponibles se están agotando”, declara el artículo. El yacimiento de Bakken necesitaría ver al menos doblado el máximo actual de 2.000 nuevos pozos perforados por año, lo cual no es solo un desarrollo improbable, si no que llevaría a problemas incluso peores relacionados con la interferencia entre los pozos, anulando algunas de las ganancias que pueden conseguirse de pozos adicionales.
El PCI dice que la “inclinación optimista” de la EIA en cuanto a la producción es extremadamente alta no solo para Bakken sino también para el yacimiento de Niobrara e incluso para algunas de las apreciadas formaciones en la Cuenca Permiana, como el Wolfcamp. La EIA está sobreestimando lo que puede ser recuperado de casi todas la mayores cuencas de esquisto del país, discute PCI.
En general, el hecho de que la producción de esquisto pueda continuar creciendo durante otros 25 años es dudosa. Y dado que las decisiones políticas se toman en función de esos supuestos – la administración del presidente electo, Trump, estima que esto podrá ser el camino para alcanzar su independencia energética – los errores de la EIA pueden tener serias implicaciones para EE.UU.
Traducción del artículo "Not So Prolific: U.S. Shale Faces A Reality Check", publicado en OilPrice.com el 9 de diciembre de 2016
Traducido por Andrea López Romera, miembro de Traductores/as en Acción, la red de Intérpretes y Traductores/as voluntarios/as de Ecologistas en Acción