Muchos inversores se apresuraron a proporcionar a los productores de arenas para el fracking, pero algunos temen que no todas las nuevas empresas puedan sobrevivir

Hace dos años, muchos inversores tenían la misma idea: usar las dunas del desierto del oeste de Texas para suministrar a los perforadores de lutitas la arena que utilizan en el fracking.

Alrededor de 20 minas de arena se establecerán para estar activas en la Cuenca del Pérmico , el yacimiento petrolífero más activo de Estados Unidos, para fines de año, e incluso algunos de los que ponen cientos de millones de dólares detrás de estas nuevas empresas predicen que no sobrevivirán.

La arena es un ingrediente clave para los perforadores de lutitas, que utilizan una mezcla de arena, agua y productos químicos para fracturar formaciones rocosas a gran profundidad y liberar el petróleo y el gas atrapados en su interior. Pero la avalancha de arena está llegando al mercado justo cuando el crecimiento comenzó a disminuir en la cuenca del Pérmico debido a las restricciones de mano de obra y oleoductos que hacen que el petróleo y el gas sean más difíciles de producir en la región, que abarca Texas y Nuevo México.

También hay preguntas sobre la calidad de la arena de Texas, en comparación con las arenas de Wisconsin y otras regiones que los frackers tradicionalmente han favorecido, y si el uso de los sustitutos locales más baratos arruina la producción a largo plazo de un pozo.

Todo esto ha contribuido a un mercado de arena con exceso de oferta rápidamente, un poco más de un año desde la apertura de la primera mina en el oeste de Texas. Las 13 minas que ya operan en el oeste de Texas tienen capacidad suficiente para satisfacer la demanda de arena de la cuenca en 2018, alrededor de 39 millones de toneladas, según la firma de investigación energética Infill Thinking LLC, precisó The Walt Street Journal

Ben "Bud" Brigham, un geofísico de Austin detrás de una de las mayores minas de arena del Pérmico, Atlas Sand Co., dijo que esperaba un campo abarrotado y que los mejores operadores perseverarían.

"Modelamos esto, y parece estar sucediendo más rápido de lo que pensábamos", dijo Brigham, que vendió su empresa de perforación y tuberías, Brigham Resources, a Diamondback Energy Inc. por $ 2,55 mil millones en 2017 antes de ingresar a la pizarra. suministra negocios. "El exceso de oferta educará al mercado sobre ... quién está hecho para durar".

La mina Atlas, que se inauguró en julio, cuenta con siete silos, cada uno capaz de almacenar 5,000 toneladas de arena y diseñado para llenar alrededor de 500 camiones por día. Ahora se encuentran entre las estructuras más altas del oeste de Texas, que ofrecen vistas de dunas onduladas por millas. Las eficiencias de las instalaciones altamente automatizadas, que emplean solo a unas 100 personas, ayudarán a Atlas a soportar una recesión, dijo Brigham.

"Estamos construidos para servir a la cuenca del Pérmico durante décadas ... posiblemente un siglo", dijo.

La demanda de arena está en un nivel récord en los EE. UU., Un 29% más en el segundo trimestre en comparación con el año anterior, según el consultor de energía IHS Markit , y las perspectivas de crecimiento a largo plazo son prometedoras. 

El Pérmico, que empujó a la producción de petróleo de Estados Unidos a un máximo histórico de más de 11 millones de barriles de petróleo por día en julio, representará el 50% de la demanda de arena de los EE. UU. Para 2023, dijo IHS Markit.

Pero a medida que el oleoducto y otros problemas de infraestructura afectan el área, el sobreabastecimiento de arena está generando enormes concesiones de precios y dolorosas disminuciones en los precios de las acciones para las pocas compañías de arena frack públicamente listadas. Las acciones de Covia Holdings Corp. , el mayor productor de arena para fracking en los EE. UU. Por volumen, han caído más del 52% en los últimos tres meses.

"[S] las adiciones de capacidad significativas en el Pérmico han comenzado a superar el crecimiento de la demanda", dijo el presidente ejecutivo de Covia, Jenniffer D. Deckard, en agosto. "A medida que avanzamos en julio, vimos amplias concesiones de precios".

Las reducciones de precio más abruptas -más del 15% por tonelada- han sido para un tipo de arena llamado Northern White, dicen los analistas, una calidad de alta calidad producida principalmente en Wisconsin que debe enviarse 1.300 millas en tren al Pérmico, y es así más caro.

Frackers había favorecido tradicionalmente a Northern White por su "resistencia al aplastamiento" superior o su capacidad para soportar la presión en el subsuelo, una cualidad importante porque la arena porosa ayuda a abrir grietas de roca, permitiendo que el petróleo y el gas se filtren. Pero cuando los precios del petróleo cayeron alrededor del 75% en 2014, las empresas se vieron obligadas a buscar ahorros en su cadena de suministro y reconsiderar el uso de arena local.

Las compañías públicas de arena como Covia, que se había centrado principalmente en Northern White, junto con inversores privados, se apresuraron a tomar tierra en el desierto del oeste de Texas. Antes del auge de la arena, el costo de un acre cerca de Kermit, Texas, donde se encuentra la mina Atlas, era de entre $ 500 y $ 1,000, dijo Brigham. Hoy, un acre puede costar tanto como $ 312,000, dijo.

Para los productores de petróleo, los ahorros en costos de eliminar los costos de ferrocarril de Northern White, a veces más de $ 60 por tonelada, fueron inmediatos. Jagged Peak Energy Inc., un productor de Pérmico, está utilizando arena 100% local con un ahorro de $ 400,000 por pozo, dijo la compañía en agosto.

Pero todavía hay dudas sobre el rendimiento a largo plazo de la arena local. Hasta ahora, las compañías dicen que no ha impactado la producción inicial de los pozos, cuando producen petróleo a sus tasas más altas. Pero podría limitar la producción en etapas posteriores, según los expertos, ya que las presiones más altas exponen la fuerza de aplastamiento más débil de la arena local.

Debido a que las empresas solo han estado usando la arena durante un año, no hay suficientes datos para determinar su efectividad bajo un mayor estrés, dijo Ron Gusek, presidente de Liberty Oilfield Services, una compañía de fracturación hidráulica que usa arena Pérmico.

"Obviamente es extremadamente económico", dijo Gusek. "Hay un escenario, a pesar de que se muestra bien en los primeros días de un pozo ... donde puede afectar la productividad a largo plazo de un pozo".

Aún así, Gusek dijo que la arena de Texas está ganando cuota de mercado y que era posible que los productores elijan usar arena de Texas al principio de la vida de un pozo y cambiar a Northern White en etapas posteriores.

Si bien la arena de Texas y Wisconsin puede coexistir, las empresas y los analistas dicen que todas las empresas no pueden, y algunos seguramente serán engullidos por sus rivales en el próximo año.

"La consolidación es la siguiente fase lógica y será saludable para la industria", dijo Joseph Triepke, fundador de Infill Thinking.