Big Oil Digs 'Frontier' de Mar del Norte

Por Ron Bousso y Shadia Nasralla23 noviembre 2018
Clair Ridge (Foto: BP)
Clair Ridge (Foto: BP)

"Hay pocas esperanzas de que ESTA roca produzca petróleo", escribió el geólogo de BP, Bill Senior, en 1977, en una nota que evaluaba un reciente descubrimiento de petróleo en un rincón lejano del Mar del Norte.

Esa misma roca es hoy el corazón del preciado campo Clair de BP en la región oeste de Shetland, que esta semana comenzó su segunda fase de producción.

Las plataformas gigantes Clair Ridge vinculadas a puentes se encuentran entre los proyectos que le han dado nueva vida a esta área del Mar del Norte, una de las cuencas marinas más antiguas, que se predijo que se agotaría para el 2020.

La consultora Wood Mackenzie predice que West of Shetland será la única zona del Mar del Norte con una producción en crecimiento desde ahora hasta 2025.

Con sus aguas profundas, olas de hasta 40 metros, vientos brutales y niebla espesa, West of Shetland es enormemente inhóspito.

El contraste entre la confianza de hoy y el escepticismo de la década de 1970 es el resultado de grandes avances tecnológicos, como las imágenes sísmicas en 3D y las súper computadoras, y un mejor equipo de perforación que abrió nuevas áreas y ofreció una imagen más clara de la roca situada a kilómetros de distancia. agua.

BP, al igual que sus rivales como Shell, la francesa Total y la noruega Equinor, planea invertir miles de millones en proyectos al oeste de Shetland mientras se reduce en las áreas maduras del Mar del Norte.

Cuarenta años después de su descubrimiento, BP dice que Clair, que produjo petróleo por primera vez en 2005, tiene otros 40 años de producción, gracias a sus vastos recursos.

Los enormes yacimientos de petróleo y gas en la región significan que, por más caros que sean los proyectos, aún pueden competir con los de otras cuencas de todo el mundo, como el desarrollo de esquisto costero de EE. UU., Que requiere una inversión inicial mucho menor y es mucho menos complejo.

La Autoridad de Petróleo y Gas, el regulador de la industria de Gran Bretaña, estima que la región tenía 1.300 millones de barriles de petróleo y gas equivalente en reservas recuperables a fines del año pasado.

Acumulación masiva
"Clair es una acumulación masiva de petróleo con más de 7 mil millones de barriles de petróleo en su lugar. Es por eso que vemos a Clair Ridge allí por 40 años", dijo a Reuters Ariel Flores, jefe de BP en el Mar del Norte.

"Aprenderemos y continuaremos superando los límites de lo que creemos que es económicamente recuperable", agregó.

Se espera que Clair Ridge produzca 120,000 barriles de petróleo equivalente por día en su punto máximo e involucre la perforación de varios pozos nuevos.

BP planea hoy la tercera fase, Clair South, y con sus socios, Royal Dutch Shell, Chevron y ConocoPhillips, decidirán si seguir adelante con el proyecto en 2019 o 2020, dijo Flores.

Por otra parte, se siguen descubriendo nuevas reservas en la región. Total anunció en septiembre un nuevo descubrimiento importante en el área de Glendronach, que estima que tiene un billón de pies cúbicos de gas.

"Solo estamos rascando la superficie de algunas de las jugadas a gas y otras de las de petróleo en la región", dijo Phil Kirk, director ejecutivo de Chrysaor, respaldado por capital privado.

Su compañía tiene una participación en el campo Schiehallion de 130,000 bpd de BP en West of Shetland y uno de los buques de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) más grandes del mundo.

Shell y BP también están desarrollando el campo Alligin, que involucrará la conexión de dos pozos a la FPSO de Glen Lyon, lo que reducirá los costos del proyecto.

Se espera que Equinor desarrolle el campo Rosebank, que adquirió de Chevron a principios de este año y se estima que costará $ 6 mil millones, según Wood Mackenzie.

La firma noruega de petróleo y gas apunta a simplificar los planes del campo para reducir sus costos, pero eso probablemente llevará a un retraso en el inicio del desarrollo hacia 2020, al menos, dijo una fuente involucrada en el proyecto.

Siccar Point respaldado por capital privado perforó un pozo de prueba en el campo Cambo este verano en el área, y se espera que decida el próximo año sobre su desarrollo junto con su socio Shell.

"El oeste de Shetland es vital para el futuro de la industria del petróleo y gas del Reino Unido", dijo a Reuters el analista de Wood Mackenzie, Kevin Swann.

Con muchos campos en otras regiones enfrentando cierres en los próximos años "esperamos que los proyectos en el oeste de Shetland representen más del 70 por ciento del gasto total en desarrollo del Reino Unido a mediados de la década de 2020", agregó.

La región también está poco explorada en comparación con otras partes del Mar del Norte, con solo 160 pozos de exploración perforados hasta el momento.

Nuevas formas
Clair Ridge es un recordatorio, sin embargo, de las prácticas laxas observadas en la industria del petróleo y el gas a principios de la década, cuando los precios del petróleo se dispararon y los costos del proyecto se dispararon con ellos.

El proyecto fue aprobado para su desarrollo en 2001 con un presupuesto de $ 4.5 mil millones. Su costo final alcanzó los $ 4.9 mil millones y la producción comenzó años más tarde de lo planeado.

El colapso de los precios del petróleo en 2014 obligó a las empresas a reducir los costos y simplificar los proyectos para sobrevivir en un mundo donde el barril de petróleo cotizaba a $ 40, en comparación con los precios actuales de alrededor de $ 62 por barril.

El Mar del Norte, y al oeste de Shetland en particular, ha aprendido a adaptarse mejor que otras regiones, dijo Flores.

Si bien Clair Ridge requirió un proceso de construcción sumamente complejo, la siguiente fase, Clair South, incluirá diseños más simples y livianos, equipos más baratos que requerirán menos elevadores de grúas y tecnología, incluidos robots submarinos que reducirán los costos de manera radical, dijo.

En un signo de confianza en Clair, BP aumentó su participación en el campo en julio a 45.1 por ciento en un acuerdo de intercambio con ConocoPhillips, de alrededor del 29 por ciento.

La región podría recibir un nuevo impulso si los programas como el proyecto Lancaster del huracán Energy, que se enfoca en formaciones de rocas en el sótano fracturado, abren capas de roca más profundas y sin explotar.

"Si quieres estar en cualquier lugar de la plataforma continental del Reino Unido, quieres estar en el oeste de Shetland", dijo a Reuters el director financiero de Hurricane Energy, Alistair Stobie.


(Reporte de Ron Bousso; Editado por Jan Harvey)

Categorías: Energía, Energía extraterritorial