La industria petrolera norteamericana nunca había enfrentado cierres de producción como los que se están produciendo actualmente. Ante tales circunstancias, la decisión para los perforadores del shale en Estados Unidos de cuales pozos cerrar y por cuanto tiempo no es tarea fácil.
El ritmo tremendo al cual los productores están cerrando pozos con los precios del petróleo alcanzando mínimos históricos, ha convertido a Estados Unidos en epicentro para un nuevo experimento en la industria petrolera.
Las empresas perforadoras están decidiendo todo, desde qué pozos deben cerrarse primero hasta cuales deben cerrarse permanentemente, cuáles son los costos, las condiciones requeridas para reiniciarlos y qué campos pueden ser demasiado porosos para manejar un cierre.
La parte fácil es proceder con el cierre de producción
Restringir la producción de los pozos es relativamente sencillo. El sistema de elección hoy en día para nuevos pozos en el parche de esquisto implica el uso de bombas sumergibles eléctricas (ESP), que actúan como sistemas de vigilancia para organizar y almacenar datos en un lugar centralizado para el monitoreo y control. Envían datos desde lo profundo del pozo a una unidad de telemetría remota en la superficie que los transmite en línea a los gerentes de producción.
El objetivo de estos dispositivos es evitar problemas operativos antes de que conduzcan a costosos errores. Al mismo tiempo, estos sistemas permiten a los gerentes cerrar fácilmente un activo cuando sea necesario.
En el parche de esquistos de Estados Unidos es una práctica común detener un pozo durante un mes más o menos mientras se desarrolla un trabajo de fracking en un pozo cercano. Es una tarea sencilla y sin incidentes que en un mundo de operaciones automatizadas, a menudo se puede realizar usando un dispositivo móvil como un Smart phone.
Algo de estrategia
El viernes 1 de mayo, ExxonMobil Corp. dijo que reducirá el número de sus plataformas en la Cuenca del Pérmico en un 75%, quedando en funcionamiento 15 a finales de año. Chevron Corp. dijo que ahora hay activos sólo cinco plataformas en la cuenca pérmica, lo que representa una caída del 71%.
El CEO de ExxonMobil, Darren Woods, informó que la compañía reducirá primero sus pozos más nuevos y prolíficos. Esto esencialmente permite a Exxon almacenar petróleo en el suelo hasta que los precios suben.
El objetivo es aplazar la alta producción de este tipo de pozos hasta que llegue un periodo de mejores precios. En el caso de ExxonMobil, dependiendo de cómo evolucione el mercado, tiene la flexibilidad de volver a crear muchos de esos pozos rápidamente.
Algunos costos asociados para tomar decisiones
No solo los pozos automatizados son fáciles de detener. Generalmente, los pozos no automatizados también se pueden cerrar con relativa facilidad, algo que sucede regularmente para el mantenimiento. Para reparar un pozo requiere una plataforma de servicio y personal para salir, todo con un costo de US$ 500 la hora. En algunos casos, si los pozos se apagan durante mucho tiempo, o de forma permanente, las empresas querrán extraer equipos costosos para asegurarse de que siga siendo viable. Ese es un esfuerzo que puede costar US$75,000 o más.
Pero hay preocupaciones sobre las posibles consecuencias de los cierres a largo plazo. Algunos operadores fuera de los campos de esquisto de la nación se preocupan de que a medida que el flujo en un pozo retrocede, la naturaleza porosa de las rocas en sus campos podría permitir que el petróleo se desplace lejos del pozo.
Para muchas empresas, un dato clave para decidir qué pozos cerrar es el costo de operación por barril. El petróleo se ha negociado en Nueva York por menos de US$ 20 el barril desde el 16 de abril. Un estudio de los analistas de BloombergNEF muestra que el 45% de la producción que encuestaron no es rentable a niveles de US$ 30 el barril, mientras que los pozos convencionales, sin fracturamiento hidráulico (non-fracked) y los productores de alto costo en la cuenca Bakken en Montana y Dakota del Norte necesitan un precio de equilibrio por encima de US$45 el barril.
De acuerdo a la IEA, durante el mes de abril, Estados Unidos, Canadá y Brasil representaron la mayor parte de una disminución de 2.2 millones de barriles al día en el suministro.
El cierre de la producción colocada en cifras
Dakota del Norte ya ha visto aproximadamente 6,200 pozos cerrados, incluyendo 1,700 del productor de esquisto Continental Resources Inc. El total cerrado asciende a más de un tercio de los pozos activos del estado.
Según Rystad Energy, en total, Continental Resources eliminó 69,000 barriles al día en abril, y la compañía con sede en Oklahoma City planea cortar otros 150,000 barriles al día en los próximos dos meses. Otras empresas que planean frenar la producción incluyen ConocoPhillips, Cimarex Energy Co., Parsley Energy Inc., Concho Resources Inc. y Enerplus Corp.
Las operaciones en el Golfo de México probablemente serán las últimas en cerrarse. El desafío allí son los kilómetros de líneas de flujo que llevan el crudo a lo largo del lecho marino a las instalaciones de procesamiento en la costa. A tales profundidades, los líquidos en las líneas podrían obstruir si se apagan durante demasiado tiempo.
Si bien las plataformas del Golfo cierran regularmente la producción durante períodos cortos a medida que se acercan las tormentas, no es factible mantenerlas cerradas por mucho tiempo.
Según la consultora Wood Mackenzie Ltd., los costos estimados de cierre y reinicio de pozos son los siguientes:
Estados Unidos no es el único país que atraviesa por enormes cierres de producción. Desde A partir de la semana pasada, los productores de petróleo del occidente de Canadá cerraron unos 300,000 barriles de producción diaria, cifra que está muy por debajo de los 1 millón a 1.5 millones de barriles que los perforadores eventualmente tendrán que reducir. Los primeros son los productores de arenas no petroleras que no tienen acceso directo a las refinerías.
Las arenas petrolíferas de Canadá, la tercera reserva bruta más grande del mundo, presentan desafíos particulares: Los pozos térmicos, donde el vapor se bombea al subsuelo para que el crudo viscoso fluya a la superficie, son riesgosos de apagarse porque reactivar las inyecciones puede hacer que el depósito se bloquee, lo que afecta la cantidad de petróleo que se puede recuperar.
Para entender realmente los costos de cerrar la producción, el tiempo de duración es lo más importante, es decisivo. Son muy diferente los casos de apagar un pozo marginal o decidir hacerlo para un campo o un conjunto de campos productores.
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