NUEVA YORK/DENVER/HOUSTON, 2 dic (Reuters) – Los perforadores de petróleo de esquisto bituminoso de EE. UU. pasaron de ser trabajadores salvajes a multimillonarios en las últimas dos décadas, lo que impulsó a Estados Unidos a convertirse en el mayor productor del mundo, pero ahora se les está acabando la pista. .
Las ganancias en la producción de petróleo se están desacelerando y los ejecutivos de algunas de las firmas más grandes advierten sobre futuros descensos debido a campos petroleros con exceso de trabajo y pozos menos productivos.
El domingo, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se reúne para decidir si mantiene la línea o reduce su producción, sin temor a que sus decisiones políticas puedan provocar un aumento en la producción de esquisto como lo hicieron en los años anteriores a la pandemia.
La marginación del esquisto estadounidense significa que los consumidores de todo el mundo pueden enfrentarse a un invierno de precios del combustible más altos. Rusia ha amenazado con bloquear las ventas de petróleo a los países que apoyan un tope de precios de la Unión Europea, y Estados Unidos está reduciendo las liberaciones de reservas de petróleo de emergencia que ayudaron a enfriar la inflación energética.
Los costos de producción de esquisto de EE. UU. se están disparando y no hay señales de que los inversionistas tacaños cambien sus demandas de rendimiento en lugar de invertir en la expansión de la perforación.
Durante una década de crecimiento sorprendente, el esquisto desafió constantemente los pronósticos de producción y la oposición de los ambientalistas, a medida que la tecnología abrió más y más áreas de esquisto y revolucionó la industria energética mundial.
Pero parece que no hay nuevas tecnologías transformadoras de la industria en proceso o ahorros de costos que podrían cambiar la imagen esta vez. La inflación ha elevado los costos hasta en un 20% y los pozos menos productivos están limitando la capacidad de la industria para producir más.
El gasto en investigación e ingeniería en la principal firma de yacimientos petrolíferos SLB (SLB.N) cayó este año al 2,3% de los ingresos hasta septiembre, desde el 2,4% en el mismo período del año anterior. En Helmerich & Payne (HP.N), uno de los contratistas de perforación más grandes, su presupuesto de investigación y desarrollo aumentará solo $ 1 millón, desde los $ 27 millones de 2022.
El gasto de la industria en nuevos proyectos petroleros, dijeron la semana pasada los analistas de Morgan Stanley, «es modesto en el mejor de los casos y el nivel absoluto de inversión sigue siendo históricamente bajo».
Shale ha demostrado que los detractores estaban equivocados en el pasado. Después de que la guerra de precios de la OPEP de 2014-2016 llevó a la bancarrota a cientos de compañías petroleras, el esquisto innovó con formas menos costosas de operar. Sus ganancias posteriores le dieron a Estados Unidos en 2018 el título de mayor productor de crudo del mundo, una distinción que aún mantiene.
DESAPARECIENDO
Los inversionistas han antepuesto los dividendos y las recompras de acciones a más ganancias de producción en los últimos años, dijeron los ejecutivos.
Eso ha cambiado la capacidad de los productores de esquisto para reaccionar ante los picos en los precios internacionales del petróleo, dijo Bryan Sheffield, quien vendió el productor Parsley Energy y ahora dirige un fondo de capital privado centrado en la energía.
«El esquisto no puede volver a convertirse en un productor alternativo», dijo Sheffield, debido a la falta de voluntad de los inversores para financiar el crecimiento. La demanda de pagos y las repetidas caídas de precios han obligado a los productores de petróleo y las empresas de servicios a «recortar los proyectos científicos» que alimentaron los avances de producción anteriores, agregó.
El desarrollo tecnológico que condujo a innovaciones como la fracturación hidráulica multietapa «se ralentizará y se ha ralentizado», dijo Richard Spears, vicepresidente de la empresa de investigación Spears & Associates. «Si desea avanzar hasta dónde puede perforar y qué tan rápido, eso ahora se convierte en un problema».
La industria también tiene menos tiempo para recuperar su liderazgo anterior, dijo el director general de Hess Corp (HES.N), John Hess. Él estima que los rivales tienen alrededor de una década de espacio para correr antes de que se apaguen. El esquisto «ya no está en el asiento del conductor» con la OPEP recuperando el control del mercado, dijo Hess.
El gobierno de EE. UU. espera que la producción total de petróleo alcance un nuevo pico el próximo año, pero varias veces este año ha recortado sus pronósticos. Recientemente recortó la perspectiva de crecimiento de la producción para 2023 en un 21%, a una ganancia de alrededor de 480.000 barriles por día (bpd), a 12,31 millones de bpd. Eso podría significar un menor crecimiento en comparación con el aumento de 500.000 bpd de este año, que ya está muy por debajo de las altas expectativas de un aumento de alrededor de 900.000 bpd esta primavera.
LA INFLUENCIA DISMINUYENDO DE SHALE
La influencia menguante de Shale es clara en Dakota del Norte. Una vez que estuvo a la vanguardia de la industria del petróleo de esquisto bituminoso de EE. UU., la baja productividad de los pozos en la región de Bakken del estado y la escasez de mano de obra la han dejado lejos de sus días de auge.
Alrededor del 4% de su inventario de perforación de esquisto sigue siendo ubicaciones de alta producción, o Nivel 1, frente al 9% a principios de 2020, según la firma de tecnología de producción Novi Labs, que se enfoca en los retornos de pozos de petróleo y gas.
A medida que disminuye la cantidad de ubicaciones de perforación principales en todos los campos de esquisto, las perspectivas son sombrías. La producción de esquisto declina rápidamente después de alcanzar su punto máximo en comparación con los pozos de petróleo convencionales, cayendo alrededor de un 50 % después del primer año.
«Es una especie de canario en la mina de carbón por lo que sucederá en los otros yacimientos petrolíferos no convencionales», dijo Ted Cross, director de gestión de productos de Novi Labs y exgeólogo de la compañía petrolera, refiriéndose a Dakota del Norte.
La Cuenca Pérmica del oeste de Texas y Nuevo México, el yacimiento petrolífero más grande e importante de EE. UU., es la única región de esquisto de EE. UU. que supera sus niveles de producción de petróleo anteriores a la pandemia de COVID-19, según datos de la Administración de Información de Energía de EE. UU.
Incluso ese campo muestra signos de estrés.
«Hay un montón de causas subyacentes, pero la arena de fracturación es muy cara ahora, los mercados laborales ajustados dificultan la logística de última milla y los productores públicos generalmente están más dispuestos a perder producción que gasto de capital», dijo Matt Hagerty, analista senior. para BTU Analytics de FactSet.
Las tasas de producción iniciales en un nuevo pozo en la sección de la cuenca Central Midland del Pérmico promedian alrededor de 790 barriles por día de petróleo, según el investigador BTU, por debajo de los 830 bpd de hace solo seis meses. Su perspectiva para la producción inicial en otro campo de esquisto, el este de Eagle Ford, ha bajado a 778 bpd desde 828 bpd.
ESCASEZ PERSISTENTE DE MANO DE OBRA
«Vamos a entrar en 2023 con una grave escasez de mano de obra», dijo Lynn Helms, directora del Departamento de Recursos Minerales de Dakota del Norte. Históricamente, el estado del norte ha tenido dificultades para atraer trabajadores, y el ajustado mercado laboral ha empeorado el problema.
Atraer trabajadores para las cuadrillas necesarias para operar flotas y plataformas de fracturamiento ha sido obstinadamente difícil, dijo Helms, y agregó que más plataformas de perforación se han mudado al sur del Pérmico.
La cantidad de trabajadores de extracción de petróleo y gas en Dakota del Norte cayó un 12 % entre 2019 y 2021, según muestran los datos anuales más recientes de la Oficina de Estadísticas Laborales, en comparación con la caída del 9,6 % en Nuevo México.
Las tasas de producción más bajas son «una perspectiva a más largo plazo», dijo Mike Oestmann, director ejecutivo del productor de esquisto Tall City Exploration. Otros problemas que deprimen las posibles ganancias de esquisto: la falta de claridad regulatoria y el deseo del gobierno de EE. UU. de alejarse de los combustibles fósiles, dijo.
Dado que los productores están decididos a poner recursos limitados en las mejores perspectivas de perforación, «no podremos mantener esto para siempre», dijo Kaes Van’t Hof, jefe de finanzas de Diamondback Energy, en una llamada de ganancias reciente.
El Departamento de Energía de EE. UU. ha estado recortando los pronósticos para la producción de crudo de EE. UU. durante todo el año después de aumentos en la producción más lentos de lo esperado.
Información de Laila Kearney, Liz Hampton y Arathy Somasekhar; edición de Gary McWilliams y Claudia Parsons
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