Las
grandes petroleras aprenden a hacer ‘fracking’, en lugar de hacer un solo pozo vertical;
perforan uno vertical y a unos 2,5 Km donde este el esquisto perforan 3
horizontales en las rocas de pizarras con contenido de metano ,su productividad
aumento 44 % y sus costos descendieron dos tercios. Un pozo de aguas profundas puede
costar US$ 100, 000,000 y estar seco, pero uno de esquisto vale solo 5 millones. advertencia no compre acciones de Aramco
Las
grandes petroleras aprenden a hacer ‘fracking’
http://lat.wsj.com/articles/SB10537349660305984253604582260062572934068?tesla=y
Dave Lawler
(derecha), ejecutivo de BP, en el pozo de perforación horizontal en Perryton,
Texas. David Bowser PHOTO: DAVID BOWSER PARA THE WALL STREET JOURNAL
Por Bradley Olson y Sarah Kent
jueves,
18 de agosto de 2016
19:39 EDT
PERRYTON,
Texas, EE.UU.—En la
superficie, el pozo de petróleo y gas que BP PLC
está perforando en esta zona del norte de Texas parece bastante común. Pero casi dos kilómetros y medio bajo tierra, una
serie de tuberías se disparan horizontalmente por lo menos otro kilómetro y
medio en tres direcciones, como una pata de pollo.
La idea, que
forma parte de un experimento del ejecutivo de BP David
Lawler, es hacer tres pozos en uno. El objetivo es también ayudar a
convertir al gigante energético con sede en Londres en un innovador en la
extracción de petróleo de esquisto para competir con los pioneros del negocio de la fracturación hidráulica, o fracking.
Las grandes
compañías petroleras como BP necesitan un impulso.
Los proyectos de miles de millones de dólares
en los que se especializan estos gigantes, como las plataformas de perforación
en el mar y la exportación de gas, son a menudo prohibitivamente caros a un
precio de US$45 por barril. Los pozos de Estados Unidos son una opción
tentadora, pero las grandes compañías petroleras todavía tienen que demostrar
que pueden dominar las técnicas que desarrollaron los primeros perforadores de
esquisto, las cuales alimentaron un renacimiento en la producción de energía de
ese país.
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Si BP, Exxon Mobil Corp. y otros pueden llegar a producir
petróleo de esquisto a un costo suficientemente bajo como para que sea
rentable, eso les ayudaría a mantener sus niveles de producción. Su fracaso
podría dificultar el reemplazo de la producción decreciente de sus
megaproyectos más viejos y los dejaría más rezagados respecto a las
innovaciones que están transformando a la industria.
Seis años
después de que el accidente de Deepwater Horizon
en el Golfo de México causó el peor derrame en el mar en la historia de EE.UU.,
BP está volviendo al país. Lawler, ingeniero y
ex jugador de fútbol americano, está a cargo de la incursión en petróleo y gas
de esquisto. Si el experimento de Perryton tiene éxito, Lawler podría intentar
hacer lo mismo con las áreas que BP tiene bajo arriendo en Oklahoma, Texas y otros estados, para potencialmente
producir petróleo y gas a gran escala.
Lawler no es
el único de la familia en el negocio de la fracturación hidráulica. Su hermano
mayor, Robert, conocido como Doug, es presidente ejecutivo de Chesapeake Energy
Corp., una pionera de este tipo de producción de energía fundada por Aubrey
McClendon, quien murió en un accidente de tránsito en marzo.
Los hermanos
Lawler forman parte de la segunda ola de la revolución del fracking, que toma
distancia del frenesí de la perforación financiada con deuda y que espera
forjar un futuro más sostenible en términos financieros.
El reto de
Doug es convertir una empresa cargada de deuda como Chesapeake,
con sus atractivos contratos de arriendo, en un negocio rentable. La misión de
David es descifrar el código de la perforación de esquisto, algo en lo que las
mayores empresas de energía del mundo no han sido buenas.
Un pozo de
BP en Texas. PHOTO: DAVID BOWSER PARA THE WALL STREET JOURNAL
Los procesos diseñados para grandes plataformas marina no son
adecuados para la fracturación hidráulica, la cual requiere interminables ajustes para tener éxito.
Las empresas de fracturación hidráulica deben también desarrollar una
considerable tolerancia al fracaso. A menudo es necesario perforar decenas de
pozos hasta dar con las mejores técnicas para un determinado lugar.
Hasta ahora,
las grandes compañías han tenido un pobre desempeño en la fracturación
hidráulica. Sus explotaciones de esquisto no producen tanto como las de los
líderes de la industria, ya que no han terminado de dominar la tecnología.
Han tenido
que registrar rebajas contables por más de US$20.000
millones, algunas causadas por comprar firmas de fracturación hidráulica
cuando el mercado estaba en su punto más alto. La caída de los precios del
crudo no ayuda. Exxon ha perdido dinero en su negocio
de perforación en EE.UU. durante seis trimestres consecutivos.
En 2014 y 2015, los pozos de esquisto que BP,
Royal Dutch Shell PLC, Exxon y Chevron Corp. perforaron en EE.UU. fueron
un tercio menos productivos, en promedio, que los de los 10 principales
operadores de esta tecnología, según datos de la firma de análisis NavPort. Los
pozos de las grandes petroleras han mejorado año a año, pero también lo han
hecho los de los pioneros. Muchas grandes empresas (a menudo llamadas
“integradas”, ya que tienen operaciones de producción y refinación) dicen que
están mejorando y que han perforado algunos pozos rentables.
“Uno tiene
que ser rápido (…) ágil (…) flexible”, dice Mark Papa, ex presidente ejecutivo
de EOG Resources Inc. y uno de los pioneros del esquisto. “El historial de las integradas no es muy bueno”.
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David
Lawler, de 48 años, reconoce los retos que enfrenta BP al tratar de pensar en
pequeño. Exxon, Shell y Total SA tuvieron pérdidas o debieron achicar su presencia en
esquisto, incluso antes de que los precios comenzaran a caer hace dos años.
Sin embargo,
es optimista. Dice que la producción de esquisto de BP puede ser rentable a los
precios actuales, a pesar incluso de que la empresa no ha sido bendecida con lo
que en la industria llaman una “buena roca”, yacimientos ricos en las cuencas
de petróleo y gas no convencionales más preciados del país. “Se trata de la
rapidez con la que podemos cambiar”, dice.
Si tiene
éxito, reforzaría la idea de que la era de esquisto
podría durar décadas, y expandir la bonanza de la perforación a nuevas áreas de
EE.UU. y el resto del mundo.
Hasta el
momento, BP ha logrado reducir sus costos de producción de esquisto y cree que
puede obtener hasta 7.500 millones de barriles de
manera rentable. Algunos analistas consideran que sólo la mitad de esa
cifra es viable a los precios actuales, pero aun así equivale a tener
suficientes puntos de perforación por los próximos 30 años.
Algunos de
los pozos de BP en Colorado han producido suficiente
gas natural para generar electricidad para 9.000 hogares durante un año.
En su primer mes de explotación, un pozo en un yacimiento de Wyoming que nadie
había explotado en ocho años dio el equivalente de cerca de 50.000 barriles de
petróleo. Una prueba anterior en Texas, cuenta el ejecutivo, sugirió que las
áreas de BP allí podrían contener el equivalente de 400 millones de barriles de
petróleo.
David Lawler
(izquierda) y Doug Lawler, presidente ejecutivo de Chesapeake Energy Corp.
PHOTO: LIMERICKSTUDIO
La mayor
parte del crecimiento planificado de BP proviene aún de la producción
tradicional en lugares como Azerbaiyán, Omán y Egipto.
El
esquisto de EE.UU. es responsable de aproximadamente 13% de su producción.
“El punto
para nosotros es que se trata de una opción”, dice Bernard Looney, jefe de
exploración y producción de BP. El esquisto, agrega,
tiene “el potencial de ser una fuente material de crecimiento”.
BP
inicialmente no estaba segura sobre las perspectivas del esquisto. A medida que
los competidores más pequeños comenzaron a demostrar la magnitud de los
recursos atrapados en esas rocas, otras grandes empresas pasaron a acumular
costosas adquisiciones, como la compra de XTO Energy por Exxon en 2010 por
US$31.000 millones. BP hizo inversiones más pequeñas para el desarrollo
conjunto de pozos con Chesapeake. (Estos contratos no fueron firmados por los
hermanos Lawler).
El accidente de Deepwater Horizon afectó las ambiciones
de esquisto de BP. La empresa necesitó dinero para pagar decenas de miles de
millones de dólares en costos de limpieza y sanciones legales, para lo cual
debió vender participaciones en el oeste de Texas, donde se encuentra la cuenca
del Pérmico, que algunos analistas y ejecutivos ven como una de las formaciones
de petróleo más importantes del mundo.
Después del
derrame, la compañía experimentó una reestructuración importante. Los
ejecutivos estaban divididos sobre cómo mejorar el mediocre historial de la
unidad de esquisto en EE.UU. Al final, decidieron darle a esa unidad la
libertad de funcionar casi como una firma
independiente.
“Hemos elegido un
modelo para separar el negocio, y está funcionando”, dice Looney, quien participó en las
conversaciones. “No está funcionando más o menos, está funcionando en serio”.
Looney
atribuye gran parte del éxito a Lawler, quien se hizo cargo de las operaciones
de esquisto de BP en 2014.
Doug Lawler,
por su parte, se convirtió en presidente ejecutivo de Chesapeake
en 2012. Desde entonces ha reducido los pasivos a corto plazo de la compañía
más o menos a la mitad.
Doug dice
que David aprovechó la oportunidad con gran celo y predice que su hermano le
ayudará a prolongar la revolución de esquisto a medida que los ingenieros
expandan las áreas que pueden ser consideradas de primera calidad para la
perforación. “Hay puntos claves que son óptimos”, dice. “Pero a través de la tecnología, el ingenio, la innovación [esos
puntos] pueden ser ampliados”.
Parte del
desafío de David Lawler al asumir el cargo fue enseñar a los empleados de BP
que algunos fracasos eran aceptables. En las grandes petroleras como BP, los
ejecutivos están acostumbrados a manejar proyectos de miles de millones de
dólares.
Un pozo seco
en aguas profundas puede costar US$100 millones o más.
En el esquisto, el costo de un pozo es de apenas US$5 millones
en muchas áreas.
“Si
perforamos un pozo y no funciona, nadie tiene la culpa”, dice Lawler. “Hemos
tenido que luchar contra la falta de voluntad para probar cosas nuevas”.
Trabajadores
en una plataforma de perforación de BP en Perryton, Texas. PHOTO: DAVID BOWSER
PARA THE WALL STREET JOURNAL
Lawler hizo
menos subcontrataciones externas para que el personal de BP ganara experiencia
a través de la experimentación y dio a los distintos gerentes poder de decisión
sobre cómo perforar en muchas áreas, un enfoque común entre los productores de
esquisto exitosos.
BP dice que
ha visto una mejora. En Oklahoma y Texas ha
reducido los costos en casi dos tercios
y la perforación de un pozo demora 37 días en promedio frente a los 67 que necesitaba en 2012. Los pozos de gas natural están en vías de producir 44% más
que aquellos perforados hace tres años.
A pesar de
que los pozos de las grandes empresas se han quedado a la zaga de los
operadores iniciales de esquisto, su desempeño es cada vez mejor. Exxon, Chevron, Statoil ASA, ConocoPhillips y Occidental
Petroleum Corp. están entre las 20 mejores en términos de rendimiento en
EE.UU. en lo que va de 2016, según NavPort.
BP tiene
grandes esperanzas en sus pozos “multilaterales” (los
del tipo “pata de pollo”), que permitirían acceder a más de una de
petróleo o gas a la mitad del costo de la perforación de pozos múltiples.
Después de
una prueba que demostró el concepto con
dos tuberías horizontales,
Lawler
decidió intentarlo con tres tuberías en el contrato de
arrendamiento King Harry, en el norte de Texas, y hacerlo seis veces (18 pozos
horizontales a partir de seis perforaciones verticales), drenando así unas 776
hectáreas. Se espera que estos pozos comiencen a producir este mes.
Un pozo de
dos tuberías laterales perforado a finales del año pasado produjo el
equivalente a 1.040 barriles por día, mayormente
de gas natural. Eso es mucho menos que algunos de los mayores pozos de gas
natural de Ohio y Pensilvania, pero es más de tres veces la media de la cuenca,
un área que la mayoría de los operadores ha abandonado.
Al precio
actual de US$2,62 por millón de unidades térmicas
británicas (BTU, por sus siglas en inglés), cerca de la mitad del valor
de hace dos años, los pozos tienen una tasa de rendimiento de entre 10% y 20% a lo largo de su vida productiva, dice
Lawler. Los resultados, agrega, apuntan a la viabilidad
de 500 posibles nuevos pozos en toda la zona.
“Tuvimos que crear una
manera de ganar dinero, y lo estamos haciendo”, asegura.
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