Antes de lo que podría ser una elección presidencial que cambie la industria en los EE.UU., un análisis de Rystad Energy revela que la actividad de perforación y el fracking se han acelerado.
El fracking norteamericano probablemente alcanzó su punto máximo en octubre con alrededor de 780 puestos de trabajo iniciados, con la actividad recuperándose de la depresión tocada en mayo y junio. Mientras tanto, nuestro análisis de los datos de Baker Hughes muestra que el número de plataformas petrolíferas horizontales de EE.UU. aumentó en 10 a 188, subiendo por séptima semana consecutiva hasta alcanzar su nivel más alto desde finales de mayo.
El aumento de la actividad de perforación va en contra del marco de las elecciones presidenciales de EE.UU., donde el fracking en tierra ha seguido siendo un tema central.
Si bien es poco probable que la mayoría de los operadores -que ya están lidiando con un trastorno sin precedentes en el mercado del petróleo- modifiquen inmediatamente su calendario de operaciones, el resultado de las elecciones puede obligarlos a revisar sus planes de asignación de capital en el futuro, sobre todo si la industria se enfrenta a mayores restricciones o regulaciones.
«Incluso si no se aplica inmediatamente, creemos que una victoria del Vicepresidente Joe Biden puede llevar finalmente a la prohibición del fracking en tierras federales, ya que su administración equilibra las expectativas de una sección de su base que desea una acción más estricta en materia de cambio climático», dice Artem Abramov, Jefe de Investigación sobre el Esquisto en Rystad Energy.
La estabilización de los precios del petróleo en el tercer trimestre desencadenó un reciente repunte en el recuento de la extensión de las plataformas y las fracturas, pero muchos operadores también aceleraron este año los procesos de concesión de permisos sobre las tierras federales en las cuencas de Delaware-Nuevo México y DJ.
La acumulación acelerada de permisos federales es digna de mención en este contexto, ya que los operadores en tierra pueden tener que prepararse para nuevas normas o esperar la continuidad en un entorno de políticas de continuidad. Además de las elecciones presidenciales de los Estados Unidos, el análisis de la gestión de riesgos de la industria en tierra también será un factor en las perspectivas de crecimiento de la demanda de petróleo a largo plazo tras la pandemia del Covid-19.
Figura 1. Fuente: Rystad Energy
El número total de plataformas horizontales de EE.UU. fue de 254, nueve más que la semana anterior, con la Cuenca Pérmica añadiendo nueve plataformas, mientras que la Cuenca Eagle Ford en el sur de Texas añadió una, compensada por una disminución de una plataforma en el resto de los EE.UU.. Aún así, el total se mantiene muy por debajo del mínimo de 314 plataformas tocadas durante la anterior caída del mercado petrolero en 2016.
El número de plataformas horizontales de gas disminuyó en uno, hasta 66, después de mantenerse estable durante dos semanas seguidas mientras el número en regiones importantes como los Apalaches se mantenía estable. La fracturación centrada en el gas en las regiones de los Apalaches y Haynesville es un 30-35% menor que el año anterior. Sin embargo, se ha recuperado, y nuestra cobertura preliminar para octubre sugiere que las cuencas de gas probablemente verán más de 100 puestos de trabajo por segundo mes consecutivo.
La actividad de perforación en el Pérmico en la cuenca de Northern Midland, rica en petróleo, aumentó en cuatro plataformas, hasta 48, en su mayor incremento semanal desde la semana del 21 de agosto, cuando aumentó en cinco, hasta llegar a 40. En la Cuenca de Delaware, la cuenta se mantuvo estable para la porción de Texas, en 28, durante una tercera semana, mientras que aumentó en dos a 44 para Delaware-Nuevo México. El conteo en Midland Sur aumentó en tres, hasta 18. Ha aumentado en ocho en un período de tres semanas en la región.
Fuera de la Cuenca del Pérmico, el conteo de aparejos de Eagle Ford aumentó en uno, a 18, manteniéndose en dos dígitos por sexta semana consecutiva. El conteo de Bakken también se mantuvo estable en 11 por tercera semana para permanecer en dobles dígitos por quinta semana consecutiva. El conteo de SCOOP & STACK se mantuvo estable en 11 por segunda semana. El conteo en las principales regiones gasíferas se mantuvo en 23 para la región de Marcellus, 6 en Utica y 37 en Haynesville.
Mientras la industria terrestre lucha con precios bajos y un panorama de demanda incierto, el mes de agosto será probablemente el último cuando la producción de petróleo en los 48 estados más bajos de EE.UU., excluyendo el Golfo de México, registró un aumento significativo este año a pesar de que el huracán Laura indujo 15.000-20.000 bpd de interrupción de la producción en tierra en Louisiana ese mes.
Se prevé que los 48 volúmenes inferiores totales se mantengan estables durante los últimos cuatro meses del año, con cambios mensuales que no superen los 50.000 barriles por día, según las estimaciones de Rystad Energy. Después de recuperarse en unos 520.000 bpd en junio y 370.000 bpd en julio, la producción aumentó aproximadamente 55.000 bpd en agosto.
Por último, en lo que respecta al frackimg, es probable que el repunte de la actividad se detenga después de octubre, ya que los recuentos semanales han disminuido en varias de las principales cuencas de los Estados Unidos durante las dos últimas semanas. El promedio de dos semanas de recuento de fracturas en la cuenca del Pérmico cayó por debajo de 60 empleos la semana pasada por primera vez desde la semana 36.
La Cuenca Pérmica probablemente cerró con 320 empleos de fracción iniciados en octubre. A su vez, las otras grandes regiones petroleras de Eagle Ford, Bakken, Niobrara y Anadarko casi seguro que registrarán un aumento colectivo secuencial este mes, ya que se identificaron 155 puestos de trabajo al 28 de octubre, mientras que la cifra final para septiembre terminó en 170 puestos de trabajo. El fracking centrado en el gas en las regiones de los Apalaches y Haynesville sigue siendo un desafío, con sólo 55 puestos de trabajo iniciados identificados para la misma fecha.
Los datos hasta la semana 42 también sugieren que el número de dispersión de fracciones activas en la cuenca ha disminuido desde mediados de los años 60 a mediados de los 50, y prevemos que persista una tendencia gradual a la baja hasta el final del año. Aunque los márgenes fraccionados se ajustaron más bajos ya en la semana 41, no habíamos visto un impacto inmediato en el recuento de trabajos semanales antes de las semanas 43-44. Rystad sostiene que esto fue el resultado de un pico temporal en la eficiencia del fracking causado por una mayor contribución de los desarrollos a gran escala en los que muchos pozos se iniciaron simultáneamente.
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