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