Perspectiva de los Estados Unidos: aumento de la producción en aguas profundas

El supervisor de la unidad de inspección de operaciones de pozos del distrito Houma de Houma, Josh Ladner (izquierda), discute el proceso de inspección costa afuera con el director de BSEE, Scott Angelle (centro). (Foto: BSEE)

Actualmente, uno de cada cinco barriles producidos en los Estados Unidos proviene del Golfo de México (GoM), y el 88% de esa producción proviene de reservorios en profundidades de agua superiores a 500 pies.

En 2016, el GoM produjo 575 millones de barriles de petróleo y en 2017 621 millones de barriles. En 2018, eran casi 639 millones de barriles, según Scott Angelle, director de la Oficina de Seguridad y Control Ambiental (BSEE). En 2017, 11 instalaciones de GoM produjeron el 50% de todo el petróleo en alta mar, que fue el 1% de las 974 instalaciones productoras. Hace una década, se necesitaron 37 instalaciones para producir el 50% de la producción total de GoM. Las 37 instalaciones aún representaban solo el 1% del total de las instalaciones que producían en ese momento, lo que era 2,118.

"El cambio se debe a que la exploración petrolera se ha trasladado a áreas de aguas profundas", dice Angelle. “El golfo está cambiando. Hay menos instalaciones de producción, y esas instalaciones son más grandes, en aguas más profundas y más avanzadas tecnológicamente ".

Angelle señala que la producción de petróleo en la plataforma, donde comenzó la producción hace 70 años, ha disminuido un 77% en los últimos 20 años, mientras que la producción de petróleo en aguas profundas ha aumentado un 198% en el mismo período. La producción de gas en la plataforma ha bajado un 92% en las mismas dos décadas, mientras que la producción de gas de aguas profundas se ha mantenido estable. Se han perforado cerca de 50,000 pozos en la plataforma, en comparación con los 5,000 pozos en aguas profundas, donde la producción comenzó hace unos 45 años.

Se refiere a los recursos técnicamente recuperables no descubiertos por tipo y región de la evaluación de BOEM 2016, que incluye datos e información disponibles a partir de enero de 2014. (Fuente: BOEM)

El optimismo en los recursos del GoM es fuerte. El año pasado, Hess's Stampede y Chevron's Big Foot, la plataforma de patas de tensión, se pusieron en marcha. Una serie de conexiones de tuberías y submarinas han comenzado a producirse o están programadas para comenzar a funcionar en 2019, y el semisumergible Appomattox de Shell está programado para conectarse a fines de este año.

Cuando Appomattox comienza la producción, "eso nos dirá mucho", William Turner, analista de investigación principal de Wood Mackenzie, comenta sobre el primer yacimiento Jurásico en comenzar la producción. “Todos estarán ansiosos por aprender más sobre ese reservorio. Contará sobre el desarrollo futuro y la inversión en futuras jugadas jurásicas ".

Appomattox semi es una instalación “monstruosa” que ha “tomado casi un enfoque de planificación urbana”, dice Turner, señalando su potencial como un cambio de juego para futuras oportunidades de inversión en torno a Appomattox como un centro.

Al mismo tiempo, Turner está vigilando la decisión final de inversión en el campo Anchor de Chevron, que sería un juego de apertura en el terciario inferior. El análisis ha indicado que los abridores de juegos tienden a ser algunos de los "hallazgos más significativos" en esa obra, agrega.

Angelle señala que algunos descubrimientos recientes importantes en el GoM de aguas profundas incluyen el hallazgo Ballymore de Chevron, el descubrimiento de la ballena de Shell y el descubrimiento de LLOG en el prospecto Nick casi sin cabeza.

"Recientemente ha habido una tendencia al alza en los permisos de perforación aprobados en aguas poco profundas y profundas", dice Angelle, señalando un aumento del 44% en las solicitudes de permisos para perforar nuevos pozos, desvíos y desvíos entre 2016 y 2018. Dice que hay 141 permisos para los simulacros se emitieron en 2016 y 202 en 2018. Hubo un aumento del 36% en los pozos en la plataforma continental exterior, con 139 en 2016 y 190 en 2018.

"La gente cree que los precios de las materias primas están donde deben estar en el lado del petróleo crudo para estimular la inversión", dice.

Angelle cree que el régimen regulatorio predecible y confiable del país, junto con un enfoque en seguridad, está atrayendo el interés en el desarrollo de los recursos del país.

"Creo que la palabra está fuera", dice Angelle. "El Golfo de México está de regreso, y Estados Unidos está interesado en ver inversiones allí y lo está haciendo lo más competitivo posible".

El año pasado fue uno de los años más seguros que ha tenido la industria offshore, y fue el de mayor producción, dice Angelle.

Según Angelle, al comparar datos de enfermedades y lesiones en toda la industria desde 2010, la industria offshore tiene un mejor historial de seguridad que las industrias de petróleo y gas, construcción y minería en tierra.

Desde 2016 hasta 2018, BSEE ha aumentado las inspecciones en general en casi un 21%. Al mismo tiempo, la participación en el programa de informes voluntarios de casi fallas de SafeOCS se disparó en aproximadamente 2,700% de los operadores que representan el 3% de la producción de la plataforma continental exterior (OCS) de los EE. UU. En 2016 a los operadores que representan el 85% de la producción de OCS en 2018.

Una de las recientes iniciativas de seguridad de BSEE, el Programa de Inspección Basada en Riesgos, que se encontraba en fase piloto en 2017 y se implementó en 2018, complementa el programa de inspección anual de BSEE y se centra en las instalaciones y operaciones de mayor riesgo.

"No es ni / o. No es una operación segura ni una buena administración ambiental ni una producción robusta ”, dice Angelle. “No estamos instituyendo una ecuación o una o la otra. Podemos tenerlo todo. Estamos demostrando a Estados Unidos que podemos producir de manera robusta, segura y ambientalmente sostenible ".

El año pasado fue uno de los años más seguros para la industria offshore. (Imagen: BSEE)

Si bien el GoM ha sido una potencia en la producción, y hay algo de producción en las costas de California y Alaska, el país está trabajando para abrir otras áreas mar adentro a la producción.

Walter Cruickshank, director en funciones de la Oficina de Administración de Energía del Océano (BOEM), dice que el próximo plan de arrendamiento de cinco años de OCS del país puede abrir más de las costas del país a la exploración. Durante décadas, las ventas de arrendamientos han sido en el Golfo de México y en partes marinas de Alaska. No se ha producido ningún arrendamiento en la costa oeste desde 1984 y ninguno en el Atlántico durante aproximadamente 35 años, dice.

El desarrollo del nuevo Programa Nacional de Arrendamiento de OCS, bajo la Estrategia de Energía Offshore de America First cubierta por la orden ejecutiva 13795, comenzó en julio de 2017 con la recopilación de información. El primer borrador, publicado en enero de 2018, recibió aproximadamente 2 millones de comentarios, lo que "fue un récord para nosotros", dice Cruickshank. BOEM está realizando un análisis detallado del calendario de ventas propuesto, y se espera que el segundo borrador del plan quinquenal se publique esta primavera. El borrador final del plan podría aprobarse hacia fines de año.

Walter Cruickshank, director en funciones, BOEM (Foto: BOEM)

"Lo que estamos viendo en este programa, por primera vez desde que se realizó el programa 1982-87, es un análisis de todo el OCS", dice Cruickshank. "Creemos que aún queda mucho potencial en la OCS".

Ha habido interés en la actividad sísmica en el Atlántico, dice.

“Hay una gran cantidad de reprocesamiento de lo que existe (sísmica) y análogos de África occidental para comprender mejor los recursos, pero la sísmica no se ha recopilado en más de tres décadas. Entonces, la tecnología simplemente no podía verse tan profundamente debajo del lecho marino como la tecnología actual ", dice Cruickshank.

Los geólogos de BOEM también son optimistas sobre el GoM. "Es la opinión de nuestros geólogos que la mitad de la dotación total de petróleo y gas en el Golfo de México aún no se ha descubierto", dice Cruickshank. "Creemos que queda mucho por encontrar".

Alaska es un área con "muchas promesas" y los geólogos de BOEM creen que tienen 27 mil millones de barriles de petróleo y más de 130 trillones de pies cúbicos de gas natural por descubrir.

"El borrador del programa propuesto incluye áreas de planificación de Alaska, que podrían poner al Ártico de nuevo en la mesa para el arrendamiento", dice Cruickshank. Actualmente, hay algo de producción en la costa de Alaska, y BOEM ha aprobado el plan de desarrollo y producción para el activo Liberty de Hilcorp, que se encuentra completamente en aguas federales.

Todavía hay 34 contratos de producción en el mar de California, aunque se esperan algunos planes de cierre en los próximos años, dice.