Dakota del Norte apuesta por la recuperación mejorada para revivir el auge del Bakken

Un estado que corre contra el reloj

El dato lo dice todo: cerca del 85% del petróleo alojado en las formaciones Bakken y Three Forks de Dakota del Norte jamás ha llegado a la superficie. Esa cifra explica por qué los responsables políticos del estado se mueven ahora con una prisa poco habitual.

El objetivo es claro. Quieren poner a trabajar la tecnología de recuperación mejorada de petróleo, conocida como EOR por sus siglas en inglés, a lo largo del Bakken mientras dure un clima federal favorable. La administración Trump ha abierto extensas franjas de terreno federal y zonas marinas a la actividad de hidrocarburos, deshaciendo las medidas de conservación de la etapa Biden y exigiendo subastas de arrendamiento trimestrales más frecuentes. También han surgido planes para llevar la perforación a áreas marinas antes vetadas, entre ellas aguas federales próximas a California, Florida y Alaska.

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¿El problema? Esa ventana puede cerrarse pronto. Los datos del mercado muestran que el margen de maniobra es estrecho.

"Tenemos una oportunidad enorme en los próximos dos años, porque contamos con una administración que entiende estos temas. Hay que lograr que se movilicen un poco más rápido", afirmó el gobernador Kelly Armstrong ante los asistentes a un importante encuentro petrolero en mayo. "El tiempo es el enemigo, pero ellos lo comprenden, así que hemos pasado de los vientos en contra a los vientos a favor. Solo hemos explotado el 15% del Bakken y Three Forks. El otro 85% sigue atrapado en la roca".

Por qué se agota el petróleo fácil

La EOR es un método de extracción terciaria pensado para yacimientos maduros que ya no entregan su crudo ni por presión natural ni mediante inyección de agua o gas. Se apoya en técnicas avanzadas que modifican las propiedades físicas del petróleo, como su viscosidad y densidad, para que el crudo prisionero por fin pueda desplazarse a través de la roca.

La necesidad es real y los números lo respaldan. La formación Bakken ha producido más de 5.000 millones de barriles desde que arrancó la revolución del shale estadounidense en 2007, y los puntos más productivos se vacían a buen ritmo. A medida que los productores persiguen reservas más difíciles, el encarecimiento de equipos y mano de obra ha empujado el umbral medio de rentabilidad de la región hacia los 60 dólares por barril, muy por encima de la economía más holgada de la cuenca Pérmica.

Tres caminos hacia el crudo atrapado

Los operadores disponen de tres grandes familias de EOR, cada una adaptada a una geología distinta:

• Recuperación térmica. Apunta a crudos pesados y viscosos. Se inyecta vapor durante semanas, se cierra el pozo para que la roca absorba calor y después se bombea el petróleo ya más fluido. Funciona mejor en yacimientos someros a moderados, por debajo de los 5.000 pies, con arenas de alta porosidad y crudos pesados de menos de 20 grados API.
• Inyección de gas. Avanza con discreción. Dióxido de carbono, nitrógeno o gas natural se fuerza dentro del yacimiento, se disuelve en el petróleo, recorta la viscosidad y mantiene la presión. Ya representa cerca del 60% de todos los proyectos de EOR en Estados Unidos.
• Inyección química. Emplea polímeros de cadena larga para espesar el agua inyectada y barrer mejor el yacimiento, junto con surfactantes y agentes alcalinos que despegan las gotas de petróleo adheridas a la roca.

  Las grandes petroleras ya tienden las tuberías

  Algunas multinacionales llevan ventaja. Los registros recientes revelan que Occidental Petroleum (NYSE:OXY) opera 34 proyectos de EOR con CO2 y miles de pozos de inyección en el Pérmico, capturando carbono de instalaciones industriales como plantas de etanol y combinándolo con captura directa de aire para comercializar lo que denomina "petróleo de cero neto".

  Exxon Mobil (NYSE:XOM) gestiona la planta de LaBarge/Shute Creek en Wyoming, una de las mayores operaciones de captura de carbono artificiales del planeta, que canaliza CO2 hacia campos petroleros de las Rocosas y las Grandes Llanuras. La compañía reforzó esa posición con la compra de Denbury en 2023, absorbiendo a un operador centrado en CO2 que administra una red de tuberías de más de 1.300 millas entre fuentes del Golfo y las Rocosas y yacimientos agotados.

  Los productores del Bakken todavía no han decidido qué método ofrece el mejor retorno, y los ejecutivos advierten que la EOR arrastra muchas incógnitas. El ganador, anticipan, lo dictará la hoja de cálculo. "La economía siempre acabará mandando", señaló Pam Heatherington, directora general de la división de las Américas de ExxonMobil y consejera delegada de Denbury, la filial dedicada al transporte y almacenamiento de CO2.

  Lo que vigila el dinero inteligente

  Para los operadores, esto es menos un catalizador puntual y más una historia estructural de combustión lenta. Un despliegue exitoso de EOR prolongaría la producción del Bakken durante años, reforzaría el suministro de crudo estadounidense y limitaría parte del potencial alcista del WTI a medio plazo.

  El umbral de los 60 dólares es decisivo aquí. Si el petróleo se desliza muy por debajo de esa marca, la economía de la EOR en Dakota del Norte se tambalea y la tesis del "segundo auge" se enfría con rapidez. Conviene seguir un puñado de instrumentos conectados. WTI y Brent fijan el techo de rentabilidad de cualquier proyecto nuevo. OXY y XOM dan exposición bursátil a la temática de captura de carbono aplicada a la EOR, mientras que el sector energético en sentido amplio se beneficia si la infraestructura de captura escala. El par USD/CAD puede reaccionar a los cambios de oferta en Norteamérica, dado el peso del crudo pesado canadiense.

  La oportunidad es genuina, pero también lo es el riesgo de ejecución. Las ventanas políticas se cierran, los costes suben y ningún método de EOR ha demostrado por sí solo su eficacia en la geología del Bakken. La lectura sensata es tratar esto como una tendencia emergente que conviene monitorizar, no como un auge confirmado al que lanzarse.