La caída de la productividad en el Pérmico y otros problemas.

 La extracción de petróleo se suele caracterizar por varias fases. Ascenso, meseta y caída de la producción. El shale oil no es distinto y como todos los grandes yacimientos, experimenta las tres fases.

En el caso del Pérmico, la actividad a gran escala comenzó más tarde que en Bakken o Eagle Ford y por lo tanto, la meseta y descenso de la producción también debe comenzar más tarde.

Observando los perfiles de producción de Bakken, Eagle Ford es evidente que ya están en declive, mientras el Pérmico todavía crece algo, aunque las proyecciones de la propia EIA son bajistas, como se puede ver en el gráfico correspondiente.

Bakken.

  

Eagle Ford.

Pérmico.

Pero esto no es lo importante.

Al principio, la productividad por pozo y por pie lateral (perforación horizontal) aumentan sin cesar. Cuando la producción entra en fase de maduración, la productividad se estanca (aunque la producción total siga aumentando si perforamos más pozos o extendemos la longitud lateral de los ramales horizontales) y posteriormente se entra en la fase de descenso de la productividad, cuando la cuenca está claramente sobreperforada.

En esta fase, todavía se puede aumentar la producción total, con un trabajo de mejora en la planificación (concentrar la perforación en determinados puntos para ahorrar tiempo de desplazamiento), alargando los laterales, aumentando los fluidos de perforación y apuntalamiento y con otras técnicas que no son sino sistemas de recuperación terciaria (típicos de yacimientos maduros en declive).

En el blog de Mike Shellman, de vez en cuando nos proporciona información actualizada y eso es lo que traigo hoy.

Se trata de un gráfico de 2025, que muestra un clarísimo descenso pertinaz, en la productividad por pie lateral, con datos de 2025 (algo casi imposible de obtener si no es mediante pago).

    

Las curvas de producción están normalizadas por pie lateral. La idea es ver como desde 2021, la productividad por pie lateral desciende y lo hace con mucha fuerza en los primeros meses de 2025. El eje de las X son los meses de producción y el eje vertical contiene la producción por pie lateral normalizada. Las curvas presentan máximos en 2016, estabilidad hasta 2021 y descenso apreciable en las curvas desde 2022 en adelante, con un descenso sustancial en 2025 (solo de unos pocos meses). 

Clicar en la imagen, para ver con claridad el gráfico.  

 

No hay misterios.

El shale oil se está agotando y si bien la producción no ha comenzado a descender en el Pérmico (debido al aumento de los laterales, terminación de los DUC´s, y mejora de la eficiencia en la velocidad de perforación por la planificación esmerada), el agotamiento está presente tanto en el descenso de la presión y aumento del ratio GOR, como en el incremento de las aguas residuales por barril de petróleo producido y la caída en la productividad por pie lateral.

Pueden mantener unos años una extracción relativamente alta, pero a costa de agotar profundamente las mejores ubicaciones. Luego, el desplome será inevitable. Por lo tanto, depende de ellos el ritmo de extracción (mucho hoy y poco mañana, o bien un descenso paulatino desde ya mismo).

Aguas residuales.

El otro problema es ecológico. Las aguas residuales tienen un tratamiento difícil. Se extraen cinco o seis barriles de agua tóxica por cada barril de petróleo. Ese agua debe purificarse o introducirla de nuevo en tierra. Si se "limpia" tiene un elevado coste en un momento de bajos precios del petróleo y bajos márgenes de beneficio. Y si se perfora, hay dos problemas. Si se hace profundamente, causa terremotos. Y si se hace superficialmente, puede desviarse hacia acuíferos potables, contaminando el agua. También puede entrar en yacimientos y destrozar la producción.

Y este problema, en una cuenca ya madura, no hará otra cosa que empeorar.

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/The-Permian-Is-Drowning-in-Its-Own-Wastewater.html  

"La Cuenca Pérmica es el mayor contribuyente a la producción de petróleo de Estados Unidos y representa casi la mitad de la producción total tanto en 2024 como en 2025. Pero el éxito tiene un precio, y en el caso de la Cuenca Pérmica, el precio es una enorme cantidad de aguas residuales, y la industria se está quedando sin lugares donde almacenarlas.

La fracturación hidráulica, el método predominante para extraer petróleo en el Pérmico, es un proceso que requiere un uso intensivo de agua. El fracking consiste en inyectar productos químicos y arena en el pozo horizontal para abrir la roca petrolífera y mantenerla abierta. Cuanto más largos eran los laterales, más agua era necesario inyectar. Esta agua, mezclada con productos químicos, se vierte en pozos especiales. Sin embargo, según informes, hay demasiados y se están desbordando.

Las primeras señales de problemas graves surgieron a principios de este año, cuando la Comisión de Ferrocarriles de Texas envió avisos a las empresas que solicitaban licencias para pozos de eliminación de aguas residuales en la cuenca, indicando que existían problemas de presión sobre el suelo causados ​​por la eliminación de aguas residuales. Se restringiría el número de pozos nuevos.

La eliminación de aguas residuales, escribió la Comisión de Ferrocarriles en las cartas enviadas en mayo, «ha provocado aumentos generalizados en la presión de los yacimientos que podrían ser perjudiciales para el interés público y perjudicar los recursos minerales y de agua dulce de Texas». La RRC añadió que «se han observado riesgos de perforación, pérdidas en la producción de hidrocarburos, flujos incontrolados, deformación de la superficie del suelo y actividad sísmica»."

 2026 se presenta catastrófico.

El shale oil ha sido el último baluarte en el sostenimiento de la producción mundial de petróleo durante los últimos diez años. El descenso de su producción (que se presume inmediato, con inicio en este mismo 2026), significa el punto final en el incremento reciente de la producción mundial de petróleo, una vez que la fase acelerada en Brasil, Guyana y Golfo de México, está a punto de concluir.

La demanda de petróleo sigue aumentando y la transición energética no avanza con la suficiente rapidez.

Los problemas mundiales de deuda están presionando las cuentas públicas y la escasez de plata (y pronto de cobre), suponen un futuro desolador para la tecnología, aparte de un cisne negro en el sistema financiero.

Pero todo esto palidece, con los problemas que puede ocasionar la escasez de petróleo en el futuro. De momento, el diésel ya escasea (si es por ataques a las refinerías rusas, por defectos en las refinerías o sobre todo porque el shale oil no tiene buen rendimiento en la producción de diésel al ser muy ligero, es irrelevante), con lo que los problemas graves acaban de comenzar y solo van a empeorar.

Las guerras nunca son por casualidad y son lo peor de lo peor, porque no resuelven nada y solo causan destrucción. Si esa es la solución que proponen, podemos esperar un desastroso 2026.  

Previsiones futuras para la producción de petróleo.      

El mercado de la plata nos está proporcionando enseñanzas invaluables.

1º). El exceso de la producción actual de petróleo desaparecerá en el verano.

2º). Luego, a pesar de los esfuerzos, el declive es inmisericorde y en 2027, empezará a aparecer un déficit en el mercado, consecuencia tanto del incremento continuo de la demanda, como de la estabilidad o suave descenso de la producción mundial, sobre todo si el precio del petróleo no ha subido todavía (como hemos visto en el caso de la plata, la manipulación de los precios es habitual en los mercados).

3º). Los inventarios se empiezan a reducir. En el caso de la plata han necesitado cinco largo años, para agotar absolutamente todo. No creo que veamos algo similar en el caso del petróleo, pero puede llevar un par de años, reducir los inventarios de forma notable.

4º). Con la producción en claro descenso, la demanda sostenida y los inventarios en mínimos, lo lógico es una fuerte subida de precios para ajustar el mercado. El balance no puede presentar gap alguno, si los inventarios están muy reducidos, con lo que los precios deben asumir nuevas alzas, sobre todo si los BC todavía están en modo anticrisis. 

5º). Nadie ha contemplado nunca la posibilidad de un déficit permanente en el mercado del petróleo. En cuanto se produzca, todo va a cambiar, si es que antes no hemos sufrido la crisis económica que se ha gestado durante la década de 2020. No nos podemos hacer una idea del impacto en todos los sectores y como las retroalimentaciones pueden afectar de mil formas distintas el buen funcionamiento de los mercados.

Feliz año 2026.