Un interesante análisis del fracking en EE.UU. nos muestra la tendencia en los próximos años.
La mejora de la productividad por pozo desde el año 2011 ha ido de la mano con el aumento de la producción de petróleo. La longitud de los laterales horizontales unido al incremento del apuntalante (producto que evita que las fracturas se cierren e impidan el paso del petróleo) ha conseguido aumentar (casi ha triplicado) la recuperación de petróleo por pozo. Por ello observamos que con la perforación de muchos menos pozos, la producción de crudo ha crecido notablemente, sobre todo a partir de finales de 2016.
En la magnifica web de Enno Peters podemos ver como ha crecido la productividad por pozo a lo largo de los años. Ejemplo del Pérmico (segundo grafico).
https://shaleprofile.com/2019/07/04/permian-update-through-march-2019/
Un estudio de como puede evolucionar la productividad por pozo nos adelanta cual puede ser la evolución de la producción de fracking.
Algunos temas importantes que influyen en la producción son:
1º). La limitación en las tuberías que termina a finales de 2019. La capacidad de transporte que limitaba el numero de pozos desaparece y con ello puede aumentar la terminación de pozos, sobre todo en el Pérmico.
https://napipelines.com/2019-oil-pipeline-report-permian-basin-production-infrastructure-projects/
2º). El numero de DUC´s. Son pozos perforados pero no terminados (no producen porque falta una fase en su desarrollo completo). Sería como tener una reserva dispuesta a nuestras necesidades. Con la desaparición de las limitaciones en las tuberías, puede ser un factor importante en el crecimiento de la producción. Hay mas de 8.000 pozos DUC pendientes de desarrollo.
En el Drilling Productivity Report se pueden ver como evolucionan los DUC, entre otras cosas.
https://www.eia.gov/petroleum/drilling/#tabs-summary-3
3º).La cantidad de apuntalante y la longitud de los laterales. En el informe se hace una mención que indica que nos acercamos al limite de mejora de la productividad, porque la velocidad de incremento de ha reducido en ambos casos.
Un poco sobre el material apuntalante de las grietas.
https://www.sciencedirect.com/topics/engineering/proppants
El estudio, de Trent Jacobs.
A partir de 2020, el número de pozos terminados será superior al número de pozos perforados, porque se utilizaran los DUC´s.
También se puede apreciar que la longitud lateral empieza a disminuir.
Con estos datos podemos hacernos una idea de la producción de shale oil en los próximos años.
El numero de pozos terminados pasara de 20.000 en 2019 a 25.000 en 2022. Un incremento del 25%.
Estimaciones demanda apuntalante.
https://www.rystadenergy.com/newsevents/news/press-releases/proppant-outlook-2019/
Diferentes tipos de apuntalante y sus costes. Contiene un video de la fracturación y buenas explicaciones de como funciona el apuntalante en el fracking.
https://www.oklahomaminerals.com/manmade-proppants-replace-natural-frac-sand/
4º).La parte financiera. La necesidad de fuertes inversiones hace muy importante la financiación. En los últimos meses hemos comprobado como se ha reducido mucho la capacidad de las pequeñas y medianas empresas en conseguir financiación. Tanto la poca disposición de los bancos a prestar como la imposibilidad de ampliaciones de capital por la tendencia negativa del sector (y la cotización a la baja de las petroleras) deja la generación de cash-flow, casi como única alternativa. La tendencia hacia energías renovables presiona en la consecución de nuevos prestamos para el sector sobre todo en el caso de compañías medias.
https://www.goldmansachs.com/insights/pages/from_briefings_01-apr-2019.html
5º).Los precios del petróleo. En unión con el punto anterior, si los precios son bajos no se genera el suficiente cash-flow y las inversiones tienen que bajar. Un precio de 50$ el WTI es muy bajo para invertir y reducir deuda. El flujo de caja libre (después de inversiones) sigue en negativo para el conjunto de empresas de fracking.
https://www.euci.com/shale-drillers-continue-to-burn-cash-in-the-q1-of-2019-as-they-face-negative-cash-flow/
6º).Los puntos dulces. Son pozos que tienen una producción de petróleo muy alta. Todas las zonas no son lo mismo y hay una concentración de perforación en las mejores zonas (las que tienen el mayor numero de puntos dulces). El agotamiento de estas zonas supone el descenso en la producción, porque los pozos no dulces, tienen una productividad muchísimo menor.
Un informe de comienzo de año 2019 explica que los puntos dulces son menos de los que se esperaba y además producen menos cantidad de petróleo.
https://www.desmogblog.com/2019/01/10/fracking-shale-oil-wells-drying-faster-predicted-wall-street-journal
7º).Como consecuencia del punto anterior, la estrategia de las petroleras se basa en la mejor gestión de las zonas dulces. Encontrar la distancia ideal para maximizar la producción es vital para aumentar las reservas y producción de cada campo. En este punto entra la interferencia vista cuando se perfora un pozo hijo cerca de otro pozo que llamamos padre. Si la distancia es demasiado corta, se produce una interferencia en las fracturas y disminuye la producción tanto en el pozo padre como en el hijo. Por contra si colocamos el segundo pozo lejos del primero, estamos disminuyendo el número de futuros pozos en cada cuadricula.
El número de rigs (plataformas de perforación), lleva unos cuantos meses reduciéndose. También puede indicar una menor producción en el futuro.
https://es.investing.com/economic-calendar/baker-hughes-u.s.-rig-count-1652
https://www.bloomberg.com/news/articles/2019-03-25/shale-suffers-growing-pains-that-could-slow-u-s-oil-output
https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Warning-Signs-Flash-For-US-Shale.html
8º). Aguas residuales. Como consecuencia de la perforación se producen grandes cantidades de agua contaminada (por los productos químicos usados en el fracking) que es necesario evacuar. Al principio no era muy importante pero con los volúmenes actuales, se hace muy costoso e influye en la rentabilidad.
https://www.watercalculator.org/water-use/fracking-water/
Demanda de agua.
Si pensamos que la productividad por pozo se estabiliza y los puntos dulces no se agotan, la producción de shale oil estará entre 8 millones de b/d y 10 millones de b/d en 2022-2023. Eagle Ford y Bakken son zonas maduras donde no se prevé un aumento de la producción. Oklahoma tiene problemas con la dificultosa geología de Scoop-Stack y los rigs han caído muy rápido este año. Colorado está limitando por ley la perforación de pozos cercanos a poblaciones habitadas y es muy posible que haya visto máximos. Solo el Pérmico (debido a las grandes Exxon y Chevron) puede aumentar con claridad la producción.
También debemos considerar un incremento en los liquidos de gas natural. La cifra definitiva estaría entre 4,8 millones de b/d y 6 millones de b/d.
Aunque no entre dentro del tema del post la producción del Golfo de México está en 1,9 millones este año 2019 y la prevista de 2 millones de b/d en 2020. Los proyectos en está zona son de largo plazo por lo que la mayoría provienen de antes de 2015 cuando el barril superaba los 100$.
Por ejemplo en 2018 se iniciaron 14 proyectos, en 2019 se preveen 9 y en 2020 solo se iniciarían 3. No es muy extraño presuponer que en 2020 veremos el pico de producción del Golfo de México, al terminar aquellos proyectos previstos con antelación y disminuir notablemente los nuevos, sobre todo a partir de este mismo año.
Un informe completo con previsiones detalladas hasta 2020 lo proporciona la AIE americana.
Es el Steo, Short-Term Energy Outlook.
https://www.eia.gov/outlooks/steo/pdf/steo_full.PDF
En los últimos meses el Drilling Productivity Report ha informado de una reducción clara en los DUC´s. Sobre todo en Septiembre han caído 206 en la cuenta total. Ya no queda ninguna duda que las empresas estaban esperando la puesta en marcha de nuevos oleoductos para dar salida a nueva producción, acumulada en los duc´s. Como el precio del petróleo está bajo aprovechan el menor coste de terminar un pozo perforado pero no completado.
Es importante verificar la producción del mes de Agosto y Septiembre, para concretar cuanto ha aumentado la producción. En Agosto se redujeron 146 DUC´s.
Para certificar el peak oil, la producción a finales de 2019 no debería superar los 12,5 millones de b/d en USA. recordar que la última estimación semanal mostraba 12,6 millones b/d en Octubre 2019. Veremos si se confirma.
Saludos.
