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PETRÓLEO Y GAS POR FRACKING: UN DELIRIO QUE TERMINA

La industria del esquisto enfrenta un futuro incierto a medida que los perforadores intentan superar la carrera de las precipitaciones en declives precipitados.

Escrito por Nick Cunningham a través de OilPrice.com,

Durante años, las compañías han desplegado una serie de técnicas de perforación para extraer más petróleo y gas de sus pozos, intensificando constantemente cada etapa de la operación. Laterales más largos, más agua, más arena de fracturamiento, mayor espacio entre pozos, empujando cada uno de estos a sus límites, en su mayor parte, condujeron a una mayor producción. Una mayor producción permitió a la industria superar las infames tasas de disminución de los pozos de esquisto.

De hecho, desde 2012, las longitudes laterales promedio han aumentado un 44 por ciento a más de 7,000 pies y el volumen de agua utilizada en la perforación ha aumentado más del 250 por ciento, según un nuevo informe del Instituto Post Carbon. En conjunto, los laterales más largos y el uso más prodigioso de agua y arena significa que un pozo perforado en 2018 puede alcanzar 2.6 veces la cantidad de roca de reservorio que un pozo perforado en 2012, según el informe.

Eso suena impresionante, pero la industria puede simplemente estar compartiendo la producción. El conjunto de técnicas de perforación “redujo los costos y permitió que el recurso se extrajera con menos pozos, pero no aumentó significativamente el recurso recuperable final”, advirtió J. David Hughes, científico de la Tierra y autor del informe Post Carbon. Las mejoras tecnológicas «no cambian las características fundamentales de la producción de esquisto, solo aceleran el ciclo de vida del auge a la quiebra», dijo.

Por un tiempo, hubo suficiente superficie para permitir una tasa de crecimiento abrumadora, pero los días de auge finalmente tienen que llegar a su fin. Ya hay algunos signos de tensión en el parche de esquisto, donde la intensificación de las técnicas de perforación ha comenzado a ver rendimientos decrecientes. Poner los pozos demasiado cerca puede llevar a menos presión del yacimiento, reduciendo la producción en general. La industria ahora solo está considerando este problema de interferencia del bien llamado «padre-hijo».

Además, más agua y más arena y laterales más largos tienen sus límites . El año pasado, el principal perforador de gas de esquisto EQT perforó un lateral que excedía los 18,000 pies. La compañía se jactó de que continuaría aumentando la longitud hasta 20,000 pies. Pero EQT rápidamente descubrió que tenía problemas cuando excedía los 15,000 pies. «La decisión de perforar algunos de los pozos horizontales más largos jamás hechos en rocas de esquisto se convirtió en un paso en falso costoso que costó cientos de millones de dólares», informó el Wall Street Journal a principios de este año.

En última instancia, las tasas de disminución precipitadas significan que se necesitan enormes volúmenes de capital solo para evitar que la producción disminuya. En 2018, la industria gastó $ 70 mil millones en la perforación de 9,975 pozos, según Hughes, con $ 54 mil millones destinados específicamente al petróleo. «De los $ 54 mil millones que se gastaron en jugadas ajustadas de petróleo en 2018, el 70% sirvió para compensar las caídas en el campo y el 30% para aumentar la producción», escribió Hughes.

A medida que el juego de esquisto madura, el campo se llena de gente, los puntos dulces se perforan, y algunos de estos problemas operacionales comienzan a crecer.

«La disminución de la productividad de los pozos en algunas jugadas, a pesar de la aplicación de una mejor tecnología, es un preludio de lo que eventualmente sucederá en todas las jugadas: la producción disminuirá a medida que aumenten los costos», dijo Hughes. «Asumir que la producción de lutitas puede crecer para siempre basándose en una tecnología cada vez mejorada es un error: la geología en última instancia dictará los costos y la cantidad de recursos que se pueden recuperar».

Ya hay ejemplos de este escenario en desarrollo. El Eagle Ford y el Bakken, por ejemplo, son «jugadas maduras», argumenta Hughes, en las que se ha elegido la mejor superficie. Una mejor tecnología y una intensificación de las técnicas de perforación han detenido el declive e incluso han llevado a un aumento renovado de la producción. Pero la recuperación final no será más alta; las técnicas de perforación simplemente permiten que «la obra se drene con menos pozos», dijo Hughes. Y en el caso del Eagle Ford, «parece haber un deterioro significativo en la productividad del pozo a más largo plazo debido al hacinamiento de los pozos en los puntos dulces, lo que resulta en una interferencia del pozo y / o perforación en áreas más marginales que están fuera de los puntos dulces dentro de los pozos». condados «.

En otras palabras, un enfoque de perforación más agresivo solo carga la producción y lleva al agotamiento antes.

«Las mejoras tecnológicas parecen haber golpeado la ley de los rendimientos decrecientes en términos de aumentar la producción; no pueden revertir las realidades de los pozos y la geología superpoblados», dijo Hughes.

La historia no es tan diferente en el Permian, a excepción de los niveles mucho más altos de gasto y perforación. Post Carbon estima que el Permian requiere 2,121 pozos nuevos cada año solo para mantener la producción plana, y en 2018 la industria perforó 4,133 pozos, lo que llevó a un gran salto en la producción. A niveles tan frenéticos de perforación, el Permian podría continuar viendo un crecimiento en la producción en los próximos años, pero el aumento constante en el agua y la arena fracturada «ha alcanzado sus límites». Como resultado, «disminuye la productividad del pozo a medida que se agotan los puntos dulces» «requerirá mayores tasas de perforación y gastos en el futuro para mantener el crecimiento y compensar el declive del campo», advirtió Hughes.

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