Por Bradley Olson y Sarah Kent
PERRYTON, Texas, EE.UU.—En la
superficie, el pozo de petróleo y gas que BP 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.
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.
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”.
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.
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”.
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 AS A, 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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