El petróleo no convencional maduró de golpe o maduró sin avisar. La decisión de dejar de perforar en la cuenca de Bakken que anunció Harold Hamm, el rey del fracking, que hace poco confirmó su desembarco en Vaca Muerta, es un reflejo de que el negocio ya no es lo que era, que ahora tiene otras necesidades y que hay otras realidades, que lo mejor en algunos lugares ya pasó y hay que barajar y dar nuevo.
“No tiene sentido perforar sin margen”, dijo Hamm, el magnate de Continental Resources, la empresa con la que llegó a la Cuenca Neuquina luego de conseguir áreas de Tecpetrol en Neuquén y asociarse con PAE en Río Negro. El repliegue no significa el retiro de la actividad, sino simplemente el reordenamiento de sus prioridades y Vaca Muerta pica en punta.
El shale sigue siendo un negocio en Estados Unidos, en Argentina y en el mundo, pero tiene sus particularidades. "No se terminó. Pero cambió drásticamente su naturaleza. En este sentido, la pausa de Harold Hamm en Bakken no es una anécdota: es una señal estructural de cómo se está reescribiendo el negocio", escribió el geólogo Nacho Rovira en un posteo en sus redes sociales.
Te puede interesar
Ahí entra en juego lo que el experto en mercados financieros e hidrocarburos Morgan Downey define como el "indice Hamm", que sería algo así como las señales y los movimientos estratégicos que el empresario ejecuta cuyo impacto en la industria es siempre importante. "Cuando el padrino del fracking cuelga las espuelas y el petróleo crudo cuesta 60 dólares hay que escucharlo", dijo el especialista y remarcó que el indicador acaba de cambiar.
Desde sus explosión en 2014, el shale no paró de crecer, de mejorar eficiencias, de producir más con menores tiempos y costos, de perforar y bombear sin parar, pero las reglas cambiaron, el precio cayó y el negocio se reconfiguró: mientras en Estados Unidos la producción de petróleo de está en niveles récord el número de plataformas de perforación de petróleo está cerca de mínimos históricos. La ingeniería extrema le dio al sector más de una década de gracia.
Según Downey, en 2014, Estados Unidos necesitaba 1.600 plataformas petrolíferas para producir 9 millones de barriles diarios; en 2026, utilizó sólo 400 plataformas para producir 14 millones, gracias a la eficiencia y la repetición. "La clave está en facilitar su flujo hacia la boca del pozo", agregó y remarcó que al ser un proceso costoso, el precio de equilibrio tiene un rol central y en una coyuntura a la baja todo se reconfigura.
Al comienzo, las ramas tenías 1,6 kilómetros de profundidad y 1,6 de lado, demandaban 25 días y se usaban unos 1000 kilos de arena por metro, en la actualidad los pozos tienen ramas laterales de hasta 5000 metros, se fracturan en 12 días y con poco más del triple de arena, para mantener abiertos todos los capilares. ¿Los costos? Pasaron de 8 millones de dólares a 10 millones. Si en 2014, con la presión se abrían las arterias principales, en 2026 se deja una autopista para que el petróleo fluya.
Otro factor es la cantidad de fracturas y el bombeo. Se pasó de una etapa cada 90 metros, como un hito, a una cada 45 metros y con la búsqueda constantes de que sea menor el espacio, para que el crudo salga al menor precio y con la mayor velocidad posible, pero el costo real no es la inversión sino el desgaste de los pozos. Mientras que en 2014 se deterioraban un 60% en el primer año, ahora lo hacen un 70%.
"Este es el "Efecto Reina Roja". Para mantener la producción estable, hay que perforar nuevos pozos más rápido de lo que se destruyen los antiguos. Hoy operamos un 20 % más rápido solo para mantenernos en el mismo nivel", explicó Downey y agregó que ahora, con la física sin más soluciones aparentes, vendrá una etapa de pasar del nivel de crudo de alta presión a uno más gaseoso, capaz la calidad sea otra, pero el precio debe ser mayor.
"El problema no es sacar petróleo, es que dure en el tiempo. Casi todo el petróleo sale en los primeros dos años. Tenés que correr para perforar cada vez más rápido, solo para quedarte en el mismo lugar en el que estabas", escribió Nacho Rovira y agregó: "Ya no se perfora porque se puede, se perfora solo si vale la pena y las cuentas cierran".
En Estados Unidos el petróleo no convencional maduró, en Vaca Muerta el desarrollo total es del 10% de la cuenca, todavía queda camino por recorrer, pero hay una hoja de ruta que puede servir de guía para que el negocio se extienda lo más posible.
