El continuo crecimiento en la producción de petróleo de EE.UU., principalmente de la fuente Shale le ha permitido alcanzar cifras record de producción y ha tenido como resultado que las exportaciones de los últimos años están consolidando a la nación como un exportador neto de energía a partir de 2020.
Sin embargo, hay condiciones que generan preocupación con respecto a la capacidad del país norteamericano para mantener el ritmo de producción que se inició en el año 2014.
De acuerdo a información de Baker Huges, una de las más grandes compañías de servicio petroleros, el conteo de taladros de perforación activos de petróleo y gas (Rigs) en Estados Unidos cayó por octava vez en las últimas 9 semanas, en esta oportunidad disminuyó en 5 la cantidad de rigs.
El recuento total de Rigs de petróleo y gas ahora es de 851, lo que representa 216 menos si se compara con la misma época del año pasado.
Según el informe, el número total de taladros de petróleo activos en los Estados Unidos aumentó en 1, llegando el 13 de octubre a 713. El número de plataformas de gas activas disminuyó en 6 para llegar a 137.
Figura 1. Recuento de taladros realizado por Baker Huges
Ahora bien esta caída constante del recuento de taladros de perforación en tierra de los EE.UU. plantea cada vez más preguntas sobre si la producción de petróleo de la nación tiene la capacidad de mantener su crecimiento durante el año 2020.
Rystad Energy, la firma independiente de investigación y consultoría energética con sede en Noruega, ha cuantificado los escenarios de crecimiento para las cuatro cuencas principales en los EE.UU.: Pérmica, Eagle Ford, Bakken y Niobrara.
En el tercer trimestre de 2019, las cuencas “Big Four” entregaron al mercado casi 8 millones de barriles por día (bpd), según datos de Rystad Energy, superando así el crecimiento interanual de 1 millón de bpd.
En lo que respecta a los niveles de actividad, Rystad Energy ha considerado cuatro escenarios, con la reciente disminución en el conteo de taladros probablemente signifique que como tasa de actividad no se perforarán más de 3,000 pozos de terminación/producción por trimestre a principios de 2020.
En el escenario “Conservador”, se evaluó un caso en el que la actividad de perforación cae a 2.700 pozos por trimestre, mientras que el escenario “Plano” se basa en mantener la actividad en 3,000 pozos por trimestre, que es el nivel de actividad esperado en el cuarto trimestre de 2019.
Por su parte, el escenario “Alto” se basa en más de 3,000 pozos por trimestre.
Rystad Energy espera que con su estrategia de mantener comunicación cercana y oportuna con las mayores compañías de E&P con respecto a los planes para 2020, la actividad del próximo año esté en gran medida dentro del rango entre los escenarios conservadores y planos a menos que los precios del petróleo aumenten considerablemente.
Existe un consenso de que es muy probable que persistan adiciones de producción modestas, claramente se está presenciando una desaceleración significativa en el ritmo de este crecimiento y el impresionante aumento anual de 2 millones de bpd en la producción de petróleo de EE.UU. visto en 2018 no va a repetirse, ni en 2019 ni en 2020. Así lo expresó Artem Abramov, jefe de investigación de esquisto de Rystad Energy.
Este análisis parecería indicar que la última disminución en el conteo de plataformas, junto con un mayor enfoque en la disciplina de inversiones de capital y restricciones en el financiamiento, pudiese socavar severamente la capacidad de exploración y mantener crecimiento en la producción Onshore de petróleo de Estados Unidos.
Sin embargo, es oportuno tener en cuenta que los niveles de producción pueden mejorarse, incluso en un escenario de actividad plana, a través de incremento en la eficiencia operativa. Las ganancias de productividad de solo 2.5% por trimestre, por ejemplo a través de pozos laterales más largos, liberarían hasta 1.6 millones de bpd de suministro adicional de petróleo Onshore en los Estados Unidos en el cuarto trimestre de 2022 en el escenario de actividad plana.
Figura 2. Escenarios de Producción en las principales cuencas de petróleo de EE.UU.
Esencialmente, esto daría como resultado un nivel de producción más alto que en el escenario de actividad “Alta” sin ningún cambio en la productividad del pozo. Hacia el final del período de pronóstico considerado, es poco probable que la industria mantenga 2.5% de mejoras de productividad por trimestre, pero la ventaja a corto plazo del aumento de los laterales promedio todavía puede impulsar el rendimiento promedio del pozo. Por lo tanto, algunas ganancias de productividad probablemente persistirán entre 2020 y 2022, liberando más volúmenes para cada nivel de actividad que los que se muestran en el cuadro anterior.
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