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Fracking ¿un arma poderosa contra Rusia?
BLOOMBERG/ENERNEWS

La tecnología puede aumentar el suministro total de petróleo y controlar los precios. Desafío nada fácil para una actividad crítica

01/03/2022

KARL W. SMITH

El fracking puede ser el arma más poderosa de Estados Unidos contra la agresión rusa. La administración del presidente Joe Biden ya estaba trabajando para bajar los precios de la gasolina antes de la crisis y la guerra en Ucrania. 

Sin embargo, esas medidas dependían principalmente de soluciones rápidas, como la suspensión del impuesto federal a la gasolina o la apertura de la reserva estratégica de petróleo. Harían poco para aliviar las dificultades financieras de los consumidores estadounidenses y nada para debilitar la posición geopolítica de Rusia.

Eso es porque no abordan el problema fundamental: la demanda mundial de petróleo está creciendo más rápido que su capacidad para producir petróleo. Una reducción en el impuesto a la gasolina no tendría ningún efecto sobre la oferta de petróleo y, de hecho, aumentaría la demanda del mismo. Asimismo, una liberación de la reserva estratégica de petróleo aumentaría la oferta de petróleo ahora, pero debido a que no aumenta la producción, el aumento sería de corta duración.

Afortunadamente, EE.UU. tiene una tecnología que no solo aumentaría el suministro total de petróleo, sino que también mantendría un control sobre los precios. Lo que necesita la industria del fracking es más apoyo del presidente y del Congreso.

Una breve historia de la última década de la industria del fracking en los Estados Unidos es instructiva. Cuando el fracking despegó por primera vez en 2011, el precio del petróleo había superado los US$ 100 por barril y se esperaba que siguiera subiendo, quizás a $200 o más. 

Pero el auge del fracking detuvo ese aumento de precio esperado y mantuvo el petróleo en alrededor de US$ 100 durante los próximos tres años. En respuesta, la OPEP aumentó rápidamente el suministro de petróleo en un intento de reducir el precio y sacar a la industria del fracking de EE.UU.

No funcionó. El fracking declinó al principio, pero los perforadores se volvieron más eficientes hasta que pudieron ser rentables a alrededor de US$ 50 por barril. Luego, la OPEP y Rusia intentaron reducir el precio a US$ 36, pero en ese nivel, muchos de los países miembros de la OPEP, así como Rusia, enfrentaron serias dificultades financieras.

La OPEP y Rusia luego revirtieron el rumbo y redujeron la oferta, con la esperanza de que los precios del petróleo regresaran al nivel que había prevalecido antes de la guerra de precios. Pero la nueva y eficiente industria del fracking pudo aumentar rápidamente la oferta. El resultado final fue una especie de tregua, con el petróleo cotizando a unos US$ 60 hasta la pandemia.

Covid golpeó duramente a la industria del fracking de EE.UU. y aún no se ha recuperado. De 2018 a 2020, la producción de petróleo de EE.UU. creció de casi 10 millones de barriles por día a casi 13 millones. Hoy, sin embargo, la producción de petróleo es de unos 11,7 millones y aumenta lentamente. Como consecuencia, el precio del petróleo ha aumentado constantemente, llenando las arcas del tesoro ruso.

Sólo el presidente ruso, Vladimir Putin, puede decir por qué su invasión de Ucrania comenzó cuando lo hizo. Vale la pena señalar, sin embargo, que los períodos de altos precios del petróleo han coincidido con períodos de agresión rusa. Cuando Rusia invadió Crimea en 2014, el precio del petróleo rondaba los 100 dólares el barril. Se estrelló más tarde ese año. El petróleo se mantuvo muy por debajo de ese nivel hasta el mes pasado, cuando superó los 95 dólares.

Los precios más altos del petróleo fortalecen la economía rusa y debilitan la de Europa occidental. Los precios más altos del petróleo también perjudican a Estados Unidos, siempre y cuando la producción de fracking se mantenga en silencio.

Sin duda, las fuerzas del mercado harán que la producción de fracking aumente en respuesta al precio elevado. Pero hay varias cosas que la administración de Biden puede hacer para acelerar el proceso.

 


QUÉ DECÍA WSJ HACE UN MES

COLLIN EATON

El fin del boom está a la vista para las empresas estadounidenses de fracking (fracturación hidráulica de la roca para buscar petróleo o gas).

Menos de tres años y medio después de que la revolución del esquisto convirtió a Estados Unidos en el mayor productor de petróleo del mundo, las empresas de los campos petroleros de Texas, Nuevo México y Dakota del Norte han explotado muchos de sus mejores pozos.

Si los perforadores de esquisto más grandes mantuvieran su producción más o menos estable, como lo han hecho durante la pandemia, muchos podrían continuar perforando pozos rentables durante una o dos décadas, según una revisión de datos y análisis de inventario hecha por The Wall Street Journal. Si aumentaran la producción en un 30 % anual —la tasa de crecimiento anterior a la pandemia en la cuenca del Pérmico, el yacimiento petrolífero más grande del país—, se quedarían sin lugares de perforación de primer nivel en unos pocos años.

Antes, las empresas de esquisto perforaban rápidamente en busca de un crecimiento vertiginoso. Ahora la industria no tiene más remedio que seguir manteniendo su ritmo actual. Muchos se están absteniendo de aumentar la producción, a pesar de que, actualmente, los precios del petróleo son los más altos en años y de las solicitudes de la Casa Blanca de que perforen más.

El limitado inventario sugiere que la era en la que las empresas de esquisto de Estados Unidos podían inundar rápidamente el mundo con petróleo está retrocediendo, y que el poder de mercado está regresando a otros productores, muchos en el extranjero. Algunos inversionistas y ejecutivos de energía dijeron que las preocupaciones sobre el inventario probablemente motivaron una serie reciente de adquisiciones y conducirán a una mayor consolidación.

Algunas empresas dicen que las preocupaciones sobre los inventarios no han influido en sus decisiones de mantener la producción más o menos estable. Antes de la pandemia y durante varios años, los inversionistas frustrados presionaban a las empresas para que ralentizaran el crecimiento de la producción y devolvieran el efectivo a los accionistas en lugar de inyectarlo nuevamente en la perforación. Las empresas prometieron limitar el gasto, aunque algunos ejecutivos dijeron recientemente que los altos precios indican la necesidad de expandirse nuevamente este año.

La producción de petróleo de Estados Unidos, ahora en alrededor de 11,5 millones de barriles por día, todavía está muy por debajo de su máximo de principios del 2020 de alrededor de 13 millones de barriles por día. La Administración de Información de Energética espera que la producción de EE.UU. crezca alrededor de un 5,4% hasta finales del 2022.

Las grandes empresas de esquisto ya tienen que perforar cientos de pozos cada año solo para mantener la producción plana. Los pozos de esquisto producen prodigiosamente desde el principio, pero su producción declina rápidamente. The Journal informó en 2019 que miles de pozos de esquisto extraían menos petróleo y gas de lo que habían pronosticado las empresas. Desde entonces, muchos han marcado cuántos lugares de perforación les quedan.

Algunas compañías de esquisto eventualmente tendrán que comenzar a gastar dinero para explorar nuevos puntos calientes (puntos dónde encontrarían esquisto), dijeron ejecutivos e inversionistas, e incluso entonces, es probable que esos esfuerzos solo agreguen inventario de manera gradual. Pocos lo están haciendo actualmente.

Pioneer Natural, el mayor productor de petróleo en la cuenca Pérmica del Oeste de Texas y Nuevo México, aumentó su producción de petróleo entre un 19% y un 27% anual en los años peak del esquisto. Ahora, a largo plazo, Pioneer planea aumentar la producción solo un 5% anual o menos.

Scott Sheffield, director ejecutivo de Pioneer, dijo que la combinación de la presión de los inversionistas y el limitado inventario de pozos significa que no puede perforar como antes. “Simplemente no se puede seguir creciendo entre un 15% y un 20% al año”, afirmó. “Vas a agotar tus inventarios. Incluso las buenas empresas”.

Pioneer compró dos compañías perforadoras más pequeñas el año pasado, Parsley Energy y DoublePoint Energy, en acuerdos valuados en casi US$ 11.000 millones combinados. Sheffield dijo que con esas adquisiciones, a su compañía le quedan alrededor de 15 a 20 años de inventario. El grupo de ubicaciones potenciales para perforar de Pioneer duraría solo unos ocho años con una tasa de crecimiento del 15% al 20%, agregó.

Si bien los productores privados de petróleo aumentaron su producción en el Pérmico el año pasado, Sheffield advirtió que incluso los más grandes agotarán rápidamente su inventario si se mantienen así.

Sheffield dijo que espera que la producción de petróleo de EE. UU. crezca entre un 2% y un 3% anual, incluso si el petróleo se cotiza entre US$ 70 y US$ 100 el barril.

Muchas empresas perforadoras dicen que nunca volverán a los niveles de aumento de producción previos a la pandemia, de hasta un 30% anual, en parte debido al aumento de los costos de las materias primas y la mano de obra, la falta de financiamiento disponible y la enorme cantidad de pozos nuevos que requeriría llegar a ese número.

Cinco de las empresas de esquisto más grandes—EOG Resources, Devon Energy, Diamondback Energy, Continental Resources y Marathon Oil — tienen alrededor de una década, o más, de sitios con pozos rentables a su ritmo de perforación actual, según lo que pudo revisar el Journal.

Agotarían ese inventario en, aproximadamente, seis años si aumentaran la producción en un 15% anual, según la firma de análisis FLOW Partners LLC, que proporcionó uno de los análisis que revisó el Journal.

El Journal examinó información sobre inventarios de perforación de las firmas de análisis FLOW; Bernstein Research, parte de la empresa de gestión de activos AllianceBernstein LP; y la consultora energética Rystad Energy. Si bien cada uno de los tres hizo suposiciones diferentes, todos señalaron límites similares respecto del inventario.

Algunas empresas negaron que se estuvieran quedando sin pozos de primera calidad, argumentando que FLOW había etiquetado incorrectamente algunos de sus mejores pozos como antieconómicos, entre otras razones. Otros dijeron que los avances tecnológicos les permitirían extender la vida útil de su superficie.

Durante años, los frackers les dijeron a los inversionistas que habían asegurado suficientes puntos de perforación para continuar durante décadas. En 2018, Continental, que allanó el camino para un boom de perforación en el campo Bakken de Dakota del Norte, dijo que allí podrían perforarse 65.000 pozos, produciendo 37.000 millones de barriles de petróleo.

Pero para perforar todos esos pozos, Rystad dijo que las empresas tendrán que explorar más la región y mejorar las técnicas existentes, y estima que, en última instancia, la región podría producir solo hasta 28.000 millones de barriles de petróleo.

Las empresas han perforado alrededor de 18.500 pozos en las formaciones rocosas Bakken y Three Forks en Dakota del Norte y Montana, y aunque los altos precios pueden, eventualmente, estimular la exploración, a las empresas les quedan alrededor de 16.500 pozos para perforar en su superficie existente utilizando métodos de perforación probados, con menos de 3.200 considerados de primer nivel, según Rystad.

Continental no respondió a las solicitudes de comentarios.

Los frackers hicieron una gran mella en su inventario, ya que muchos buscaron encontrar puntos óptimos para sobrevivir a los precios más bajos del petróleo durante la pandemia. En los últimos años, también descubrieron que sus proyecciones sobre cuántos pozos podrían meter en espacios reducidos eran demasiado optimistas.

Las empresas aprendieron que los pozos más nuevos perforados demasiado cerca de los más antiguos, a menudo, causaban interferencia con la producción de petróleo de los pozos originales o provocaban que los pozos nuevos funcionaran peor de lo esperado. Eventualmente pusieron más lejos los pozos entre sí, reduciendo las estimaciones de cuántos les quedaban por perforar.

Desde finales del 2016, la cantidad restante de ubicaciones de perforación de primer nivel en las cinco principales regiones petroleras de Estados Unidos se ha reducido desde más de 68.000 a menos de 35.000, según estimaciones de Rystad.

En Bakken y en el esquisto Eagle Ford del sur de Texas, dos campos iniciales que desencadenaron el auge del fracking, los perforadores ya habían reducido significativamente su crecimiento antes de la pandemia.

Antes de la pandemia, el número de plataformas extractivas había caído alrededor del 77% desde su peak histórico en Bakken y alrededor del 70% en Eagle Ford. Incluso a ritmos reducidos, los productores explotarían los pozos de mayor producción de Bakken en menos de seis años y los de Eagle Ford en menos de cinco, mostró el análisis de Rystad.

Las cifras de Rystad incluyen solo el 25% más rentable del inventario restante de cada región. En las áreas centrales de Eagle Ford y Bakken, ya se ha perforado la superficie más prolífica, señalaron Rystad y Bernstein.

Se espera que el Pérmico sea la región petrolera de Estados Unidos más longeva y alberga más del 80% de las ubicaciones de perforación económicas restantes del país, según Wood Mackenzie. La firma de consultoría energética proyecta que el crecimiento de la producción se estancará ahí el 2025.

Una compañía que está explorando nuevos lugares para perforar es EOG, la ya desarmada empresa, que alguna vez se conoció como Enron Oil and Gas y la cuarta compañía petrolera más grande de EE.UU. por capitalización de mercado. EOG desarrolló algunas de las primeras técnicas de esquisto, siendo pionera en el fracking y la perforación horizontal para extraer petróleo de formaciones rocosas compactas.

EOG es ahora una de las pocas empresas que intentan encontrar nuevos lugares para encontrar (o perforar) petróleo y gas dentro de Estados Unidos bajo la dirección del nuevo director ejecutivo Ezra Yacob. El hombre de 45 años, que anteriormente dirigió la división de exploración de la compañía, dijo que la exploración de EOG no está motivada por la preocupación de quedarse sin inventario, sino que busca constantemente aumentar las ganancias explorando los lugares de perforación más lucrativos.

“El costo de los suministros, cuando salgas de esos puntos óptimos, comenzará a subir”, afirmó Yacob.

El año pasado, EOG dijo que gastó aproximadamente US$ 300 millones en exploración nacional (Estados Unidos). No ha revelado las ubicaciones de sus pozos de exploración doméstica.

Tom Loughrey, presidente de FLOW, estimó que a EOG le quedan alrededor de 12 años y medio de inventario si mantiene la producción más o menos estable, pero solo 4,4 años si aumenta la producción en un 15% anual. EOG no estuvo de acuerdo con la evaluación de FLOW y dijo que estima que le quedan muchos más pozos económicos por perforar, alrededor de 11.500 ubicaciones de perforación denominadas premium que durarían 23 años si mantiene el ritmo del año pasado.

“EOG confía mucho en su inventario de futuras ubicaciones de perforación”, afirmó la vocera Kimberly Ehmer.

A Devon le quedan alrededor de 9,2 años a su ritmo actual, según FLOW. Pero eso se reduciría a unos 2,2 años con un crecimiento anual del 15%. Eso se debe a que una vez que haya perforado su superficie de alto rendimiento en Permian y Eagle Ford, rápidamente pasará a cosechar activos en la cuenca menos productiva del río Powder de Wyoming y Stack, en Oklahoma, según FLOW.

Lisa Adams, vocera de Devon, dijo que la estrategia de la compañía de moderar el crecimiento está motivada por su compromiso con un plan de gastos disciplinado que generará mayores ingresos, no por preocupaciones sobre los niveles de inventario. Al ritmo actual, la compañía tiene más de 10 años de inventario, afirmó.

Algunos analistas creen que las preocupaciones de las empresas sobre la reducción de los puntos óptimos motivaron una serie reciente de multimillonarias adquisiciones corporativas y ventas de terrenos. A principios de noviembre, Continental dijo que pagaría alrededor de US$ 3.300 millones por terrenos en la Cuenca Pérmica de Pioneer.

Los ejecutivos de Continental en ese momento dijeron que el acuerdo no estaba motivado por preocupaciones sobre el inventario. FLOW estima que a Continental le quedaban alrededor de 4,5 años de inventario de Bakken al ritmo actual. Después del acuerdo de Permian, a la empresa le quedarían unos 11 años. Incluso con la adquisición de Permian, el inventario de la empresa se agotará en unos tres años con un crecimiento anual del 15 %, según FLOW.

La estimación no incluyó los activos que Continental acordó comprar a Chesapeake Energy el mes pasado en la cuenca del río Powder, por unos US$ 450 millones en efectivo.

Yacob de EOG cree que sus pares eventualmente tendrán que invertir en riesgosas perforaciones exploratorias. De los lugares de perforación premium de la industria, dijo, “se están yendo bastante rápido”.


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*La información y las opiniones aquí publicados no reflejan necesariamente la línea editorial de Mining Press y EnerNews

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