El desafío de mantener las fracturas abiertas para garantizar el flujo de crudo
Las empresas estiman que el shale oil tocará su punto máximo en esta década y enfrentan nuevos desafíos en la fractura de pozos.
Las crecientes preocupaciones sobre la longevidad de la producción de shale en Estados Unidos han llevado a varios de los principales productores a buscar formas de retrasar lo inevitable y exprimir más de los yacimientos existentes. La clave parece estar en innovar en las etapas de fractura.
Si bien los avances en perforación horizontal y fracking allanaron el camino para el auge del esquisto al desbloquear reservas que antes se consideraban inaccesibles, los buenos tiempos podrían estar llegando a su fin. Se espera ampliamente que el crecimiento del no convencional alcance su punto máximo durante esta década.
Algunos operadores ya se están quedando sin su mejor inventario de perforación y la productividad está disminuyendo, lo que ha llevado a la industria a volverse más eficiente y encontrar formas de maximizar la recuperación de recursos. La necesidad de ampliar el inventario ha impulsado un aumento reciente en las fusiones y adquisiciones en el sector del no convencional, ya que los productores buscan fortalecer su posición. Con los accionistas enfocados firmemente en mejorar los rendimientos y los presupuestos de capital bajo estricto control, las empresas buscan obtener más con menos.
En este marco, ExxonMobil está enfocado en obtener mejoras tecnológicas para duplicar la cantidad de petróleo que puede extraer de sus pozos en Permian. En la actualidad, la compañía solo recupera alrededor del 10% de sus recursos no convencionales. "Todavía hay mucho petróleo que se queda en el suelo", dijo el director ejecutivo Darren Woods, y agregó que aunque el fracking ha estado presente durante mucho tiempo, la ciencia detrás de la técnica aún no se comprende bien.
Un desafío particular al perforar pozos más largos es cómo "fracturar eficientemente a lo largo de todo el lateral y asegurarse de que se esté abriendo la roca a lo largo de toda su longitud", analizó Woods. Luego está la cuestión de cómo mantener las fracturas abiertas para garantizar el flujo de petróleo. "Eso, en mi opinión, es donde vendrá la primera ola de tecnología", consideró. "Creemos que tenemos algunas técnicas prometedoras para utilizar allí que mejorarán significativamente nuestra recuperación", afirmó.
Al igual que su cercano rival Chevron, ExxonMobil confía en Permian como un impulsor clave de crecimiento en los próximos años. La empresa tiene como objetivo aumentar su producción en el principal yacimiento no convencional de Estados Unidos a hasta 1 millón de barriles equivalentes de petróleo por día para 2027, una meta que fue retrasada por la pandemia.
El futuro de las cuencas maduras
Mientras tanto, en cuencas más maduras como Eagle Ford en el sur de Texas y Bakken en Dakota del Norte, las compañías están estimulando nuevamente pozos antiguos para darles una nueva vida. La recuperación terciaria de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) también está experimentando un impulso renovado. "Refracturar" pozos que inicialmente se perforaron en etapas anteriores del ciclo de desarrollo del esquisto se ha convertido en una opción atractiva en un entorno de costos más altos.
En Eagle Ford, ConocoPhillips está "expandiendo los recursos a través de éxitos tecnológicos como las refracturas, que tienen un costo de suministro muy económico de alrededor de $30 por barril y pueden aumentar la recuperación final del pozo en un 65% en comparación con su finalización original", detalló Nick Olds, vicepresidente ejecutivo de operaciones en Lower 48. La compañía también ha aumentado la eficiencia de perforación en Permian en un 50% desde 2019 al enfocarse en laterales más largos.
El principal productor de Permian, Pioneer Natural Resources, ha informado de resultados alentadores de un proyecto de EOR y está llevando a cabo pruebas adicionales. Y Devon Energy está creando un "laboratorio subterráneo" para probar nuevas técnicas de monitoreo para la estimulación inicial y la producción de shale en Eagle Ford. Respaldado por una subvención del Departamento de Energía de Estados Unidos, el proyecto piloto también recopilará datos sobre la mejora de las tasas de recuperación, ya sea mediante refracturación o EOR. "Estos conocimientos nos permitirán optimizar la recuperación de recursos no solo en Eagle Ford, sino en toda nuestra área de operaciones en Estados Unidos", aseguró Clay Gaspar, director de operaciones.
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