La producción de petróleo USA sigue batiendo récord, a pesar del descenso de plataformas de perforación. ¿Por qué?

 Los datos acaban de salir. La producción del mes de Agosto alcanzó la cifra de 13,794 millones de b/d y la producción de líquidos de gas natural, también se disparó a 7.712 millones de b/d.

Primero veamos el gráfico (OVI).

 Por otro lado, las plataformas de perforación siguen cayendo (OVI).

También los equipos de fracturación permanecen en mínimos (OVI).

Hasta ahora las explicaciones habituales incluían el alargamiento de los laterales horizontales, la perforación en puntos dulces, el recurso a los DUC´s pendientes, la finalización de proyectos pendientes en el Golfo de México (han elevado la producción hasta casi los 2 millones de b/d) y el retraso en la disminución de la producción debido a los mayores tiempos necesarios para completar un pozo, que postergaban la requerida disminución esperada para finales de 2025.

Todos esos argumentos son ciertos pero no suficientes, porque la verdad es que la producción de petróleo USA sigue subiendo a pesar de una dramática caída en el conteo de las plataformas de perforación y los equipos de fracturación.

Lo que ha ocurrido es que las petroleras han puesto en marcha de forma amplia, un nuevo modelo de perforación llamado Simul-frac (y una variante llamada U-turn).

Uno de los primeros artículos analizando esta nueva técnica es este de JPT.(2021)

"El año pasado, los productores de esquisto estadounidenses se movieron rápidamente para aprovechar una técnica de terminación recientemente surgida llamada simul-frac, que consiste en estimular dos pozos horizontales al mismo tiempo.

Los pioneros de esta nueva tendencia están reduciendo los tiempos de finalización de pozos a más de la mitad en comparación con la fracturación hidráulica simultánea. Así lo indica un análisis de Rystad Energy, que reveló que el método de fracturación hidráulica simultánea representó el 8 % de todas las finalizaciones de pozos en el sector terrestre de EE. UU. durante el cuarto trimestre del año pasado.

“Es un aumento considerable respecto al año anterior. En 2019, apenas vimos nada, menos del 1%”, dijo Justin Mayorga, analista sénior de Rystad. “¿Hacia dónde se dirige esto? Creo que aún es pronto para anticiparlo”.

Mayorga desarrolló el algoritmo que permite a la consultora energética con sede en Oslo identificar las fracturas hidráulicas simultáneas (simul-frac) en función de la cantidad de pies por día que se estimulan y la potencia disponible en el sitio. Una fracturación simultánea típica requiere al menos un 25 % más de potencia que una fracturación hidráulica convencional (zipper-frac) promedio.

La fracturación por cremallera sigue siendo la técnica de completamiento dominante para los productores estadounidenses y ha experimentado un aumento de la eficiencia del 43 % desde 2017. A pesar de esto, Rystad descubrió que los trabajos de fracturación simultánea de 2020 completaron sus etapas un 60 % más rápido."

Ahora (2025), se ha desarrollado con rapidez ... 

Veamos como nos lo explican.     

"La carrera por reducir costos y acelerar los plazos de producción en la Cuenca Pérmica ha impulsado a los operadores a replantearse continuamente sus estrategias de completamiento. La última evolución en este sentido es la fracturación triple, un método que fractura hidráulicamente tres pozos simultáneamente desde una sola plataforma. Si bien la idea se basa en el éxito de la fracturación simultánea, que trata dos pozos en paralelo, la fracturación triple ofrece ciclos más rápidos, menores costos por pozo y una mayor complejidad logística. Quienes la adoptaron tempranamente afirman que los beneficios justifican el desafío operativo.

Qué es Triple Frac y por qué es importante

En la práctica, una operación de fracturamiento triple requiere perforar y entubar tres pozos horizontales con especificaciones idénticas, para luego completarlos en paralelo utilizando equipos de superficie, control de presión y programas de bombeo sincronizados. La configuración implica el uso de colectores compartidos, flotas de equipos de alta potencia y cuadrillas de cable estrechamente coordinadas para garantizar la perforación y el bombeo continuos sin obstrucciones.

La ventaja es simple. Al trabajar en tres pozos simultáneamente, en lugar de secuencialmente o por pares, los operadores pueden distribuir los costos fijos entre una mayor producción, reducir el tiempo de inactividad del personal y los equipos, y llevar los hidrocarburos al mercado con mayor rapidez. Para plataformas de alto volumen con diseños de pozos uniformes, las ventajas pueden ser considerables. Los informes de campo indican que la fracturación triple puede reducir los tiempos de terminación hasta un 25 % más rápido y disminuir los costos por pozo en un porcentaje de dos dígitos bajos en comparación con la fracturación simultánea."

La llegada de los grandes operadores (Chevron) al nuevo sistema ha disparado la producción, por su mayor capacidad y recursos.

"Chevron se ha consolidado como uno de los principales impulsores de esta técnica. La compañía informa que entre el 50 y el 60 por ciento de sus pozos en la Cuenca Pérmica para 2025 se completarán mediante fracturamiento hidráulico triple, en comparación con el 20 por ciento del año anterior. Los primeros resultados muestran una mejora del 25 por ciento en el tiempo hasta la primera producción y una reducción de aproximadamente el 12 por ciento en el costo por pozo completado. La escala de Chevron y su infraestructura consolidada en la cuenca le permiten soportar el elevado consumo diario de materiales y energía que requiere el fracturamiento hidráulico triple.

Ovintiv ha dado un paso más allá con una flota especializada en fracturación hidráulica simultánea (trimulfrac) en la Cuenca Pérmica. La compañía afirma haber completado más de 4000 pies de tubería lateral por día y haber ahorrado alrededor de 125 000 dólares por pozo en comparación con la fracturación hidráulica simultánea (simul-frac), con ahorros que se acercan a los 525 000 dólares frente a los diseños de fracturación hidráulica en cremallera (zipper-frac). Ovintiv ha posicionado este método como una ventaja competitiva en grandes plataformas con geometrías de pozo uniformes.

A mediados de 2024, Matador Resources probó la fracturación hidráulica triple en la Cuenca de Delaware y rápidamente amplió su uso. Los proyectos piloto iniciales mostraron una reducción de aproximadamente el 25 % en los días de terminación y ahorros de alrededor de 100 000 dólares por pozo en comparación con la fracturación simultánea y de 350 000 dólares en comparación con la fracturación hidráulica combinada. Posteriormente, la empresa informó de un ahorro de aproximadamente 1,1 millones de dólares en una fracturación hidráulica triple remota en comparación con el plan de terminación original, lo que pone de manifiesto el potencial de mejora en entornos logísticos complejos."

Las ventajas están muy claras. Reducción de costes y aumento de producción. Pero también tiene inconvenientes como un elevado consumo de materiales (también debe gestionar más agua) y energía.

La interferencia entre pozos debe ser cuidadosamente verificada y no se puede evitar un cada vez más rápido agotamiento de las reservas, porque este método es solo para producir más rápido y a menor coste, no para elevar las reservas de la compañía. No obstante, al reducir los costes, es probable que más recursos pasen a reservas debido al menor coste (cuando suban los precios del petróleo), pero es un poco pronto para evaluar el impacto.

Es decir, lo que hemos hablado muchas veces. Se trata de aumentar la producción al menor coste, para superar los bajos precios del petróleo. 

Con los precios actuales, no se puede perforar zonas Tier 3-4, pero con este modelo (imaginar cinco laterales paralelos al mismo tiempo), en el futuro se podrán perforar las zonas menos productivas, con un precio superior a los 100$ (algo aparentemente asequible). También es verdad que esa velocidad de perforación, no permitirá extender mucho el uso de las ubicaciones restantes, porque el agotamiento será muy rápido.

Como se puede ver en el resto del mundo (Opep incluida), el sistema ha decidido producir todo el petróleo posible sin mirar las reservas pendientes. Es una huida hacia delante, donde solo se mira el corto plazo. 

Pero si es cierto, que con este modelo, tanto en el shale oil como en  el resto de la producción mundial, van a ganar tiempo durante unos años (hasta 2030 más o menos). Por qué y para qué se prefiere esta sobreproducción momentánea, lo iremos viendo en el futuro. Si el resto de grandes operadores en USA decide apuntarse a este modelo, veremos un incremento de la producción USA en el futuro.