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Einstein Millán Arcia: Guyana Costa Afuera; Un Callejon Sin Salida  

 

Grandes Rasgos:

Durante 2015 ExxonMobil informó sobre el éxito obtenido en 2 de los 3 pozos exploratorios perforados en el prospecto Liza, bloque Stabroek, en costa afuera Guyana. Producto de la evaluación de tales pozos, la estimación inicial ubicó las reservas recuperables en un rango de 450 MMBOE @ 1.200 MMBOE. Más adelante durante 2017 se descubrió hidrocarburo, aunque en un volumen mucho más reducido en el prospecto Payara, localizado unas 10 millas al sur-sureste del primero, elevando el rango superior de las expectativas de reservas totales hacia el umbral de los 1.400 MMBOE. Hasta el momento los planes de desarrollo reflejados en exposición de capital tangible solo involucran al campo Liza.

Desde el descubrimiento de los campos Liza y luego Payara, han aflorado muchas promesas sobre el inminente crecimiento de la producción de hidrocarburos de Guyana. De acuerdo con información reportada por autoridades guyanesas, el plan comprende para la fase I un tope de producción @ F/A’2020 de 120.000 B/D, con un costo de equilibrio de $35 por barril. Para la fase II se visualiza una producción máxima de 180.000 B/D @ 200.000 B/D, con un costo de equilibrio de $25 por barril. Aunque Guyana aun tiene pendiente armar el marco regulatorio de la ley de extracción de hidrocarburos, régimen fiscal aplicable, participación del estado y esquema de leyes de protección ambiental, la información inicial apunta sin embargo hacia un esquema 50/50 gobierno/operador..

Basados en información disponible en las redes, el mallado de ductos, tuberías y líneas estaría listo durante Q2’2019. Para la primera fase, será convertida una “embarcación” en FPSO (facilidad flotante de producción, almacenamiento y descarga) durante Q3’2019, para  manejar el volumen proveniente de una plataforma de perforación planificada de 17 pozos. Para la fase II, se estaría considerando un segundo FPSO de 220 MBD, mientras que para el desarrollo del campo Payara se consideraría un tercer FPSO.

Hechos:

En términos reales, el plan trazado por las operadoras hace que la monetización de las reservas costa afuera de Guyana, no seria visible sino hasta más allá de una ventana de 5 a 10 años y no en el corto plazo. El proyecto Stabroek posee muchos intangibles y variables, aun no ponderadas dentro del análisis técnico-económico, que fácilmente podrían descarrilarlo hacia pérdidas significativas. El análisis económico incluye muchas suposiciones sin basamento técnico firme que lo soporte;

*Sin contar con los riesgos inherentes a los retos operacionales y de producción real y sostenible de dichos yacimientos, Stabroek es una reserva ambiental importante y por ende costoso de desarrollar, por las tecnologías que requeriría de hacerse debidamente, con el norte de no alterar significativamente dicho entorno.

*Los yacimientos de los campos Liza y Payara se encuentran ubicados a profundidades que exceden los 17.500 pies (>5,300+mts), en una columna de agua que supera los 6,570+pies (2.000+mts).

*Los pozos descubridores en ambos prospectos atravesaron objetivos, cuyas zonas más prolíficas se ubican en el “Cretácico” medio a superior. Algunas de estas formaciones corresponden a arenas poco consolidadas, otras a arenas dolomíticas y otras a formaciones naturalmente fracturadas (calizas fracturadas).

*Ha sido igualmente confirmado que los pozos descubridores poseen una significativa relación de gas libre, en un volumen que supera lo 2 trillones de pie cúbicos, al igual que problemas intrínsecos de producción temprana de arena. Algo muy similar por cierto a los problemas que experimentaron algunos pozos del proyecto CIGMA costa afuera, Venezuela.

Todas estas observaciones plantean más allá de duda, un potencial de riesgo severo para el desarrollo futuro de las reservas costa afuera de Guyana, al conjugarse retos ambientales, complejidades operacionales, e interrogantes tanto sobre la verdadera sostenibilidad en el tiempo, como del potencial real de producción de los yacimientos.

Apostar por un “final feliz” con las limitaciones de información y nivel de incertidumbre vigentes, podría por el contrario conllevar a un escenario de perdida severa para los operadores. Por alguna razón durante la rueda de prensa oficial sobre el primer descubrimiento, Exxonmobil no dio declaración alguna a la prensa sobre la producción inicial. Solo Raphael Trotman, ministro de gobierno lo hizo.

Para perforar y completar un pozo costa afuera de >17.500 pies, requeriría de no menos de 120 días, a un costo de entre $65 @ $85 millones por pozo (aunque pudiese superar los $100 millones fácilmente), sin contabilizar el impacto de la curva de aprendizaje. Como antes dijimos, para la fase I se contaría con una plataforma para perforar 17 pozos, que incluiría pozos direccionales, de largo alcance y altamente inclinados. Para lograr acelerar el Plateau al nivel planteado de 120.000 B/D en 2020 serian necesarias adicionalmente operaciones concurrentes. En teoría, suponiendo conservadoramente una tasa de declinación anual del 3%, dicha actividad seria suficiente para elevar la producción al nivel objetivo, solo suponiendo 100% de eficiencia, cero complicación/problema operacional y una tasa por pozo de 7.000 B/D, lo cual en esencia luce aparte de insostenible, no realista en la práctica como veremos en lo adelante. Para la fase II, se consideran 30 pozos adicionales, de los cuales 15 serian inyectores.

Analizando las cifras de reservas y el perfil de volumetría esperado para el Campo Liza, estas serian aceleradas a un 4% durante la fase I y 6% durante la fase II considerando el limite superior de 1.200 MMBOE, mientras que entre un 10% para la fase I a 16% para la fase II, al considerar el limite inferior de 450 MMBOE.

Ambos, tanto Liza como Payara son acumulaciones de hidrocarburo volátil a condensado retrogrado. Tomando como cierta la información, que el nivel de presión inicial ubica dichos yacimientos en o por debajo de saturación, sería procedente esperar complicaciones adicionales, todas apuntando hacia mayores costos, menores recobros y mayor pérdida temprana de productividad.

A partir de información también confirmada, los principales yacimientos se tipifican como preferentemente volumétricos, significando ello que poseen poco o ningún mecanismo de soporte energético adicional a la expansión de roca o fluido, demandando en consecuencia esquemas de soporte de presión secundarios para poder sostener el nivel de vaciamiento previsto, ya que acelerar dichos activos a 4% y peor aun 16%, aseguraría un tiempo de vida sumamente reducido bajo producción primaria, reduciendo las expectativas de reservas recuperables, aumentando costos y disminuyendo en consecuencia el margen final.

A la tasa prevista por pozo de 7.000 B/D durante producción inicial, las velocidades superficiales e intersticiales tendrían un fuerte ingrediente tanto “erosional como desestabilizador del medio poroso; particularmente hacia la fase gaseosa, forzando las operaciones intensivas en términos de costos. Dichas velocidades tenderían a reducir el tiempo de vida de los tubulares, sin importar el grado y aleaciones de los mismos.

Adicionalmente y sin importar el esquema de “completación”; bien sea vertical; altamente inclinado e incluso multilateral, las altas tasas tenderán a desestabilizar lenta  y gradualmente la región cercana al pozo hasta desembocar en su colapso, dañando irreversiblemente las propiedades de flujo y finalmente la capacidad de producir del pozo. Intentar fracturar hidráulicamente a dichas profundidades y peor aun en dicho ecosistema, prácticamente garantizaría una catástrofe ambiental y operacional.

En resumen, este parece ser un proyecto que merece ser nuevamente madurado y recalibrado.

La Dura Verdad:

El  análisis económico de ExxonMobil considera una exposición de capital de $4.5 billones (podría expandir @ $6 billones), un barril en $50 y el MMBTU de gas en $2.50, para una ventana de 25 años, arrojando un NPV de $8.9 billones, con un tiempo de pago de 6 años a partir del primer barril en campo Liza. Sin embargo esta estimación presupone un Plateau de producción sostenido por 8 años desde el arranque del proyecto, a un nivel de 100.000 @ 120.000 B/D en un yacimiento como ya dijimos volumétrico; sin soporte de energía y con complejidades severas, lo cual es muy poco probable que suceda.

Sorpresivamente, los operadores visualizan soporte de presión secundaria una vez arranque la fase II en 2022, cuando su propio modelo dinámico sugiere que la presión del activo cedería de manera pronunciada desde el día uno, perdiendo un 25% del nivel inicial de 8.500 psi en los primeros 8 años, para aterrizar en un derrumbe de 60% durante los siguientes 4 años hacia los 3.500 psi. Todo lo anterior levanta serias dudas sobre el verdadero blindaje técnico y económico del proyecto.

La dura verdad es que ExxonMobil ha estado enfrentando serios problemas operacionales y financieros recientemente. Durante 2018, ni siquiera apareció entre las primeras 10 empresas del mundo en términos de ingreso bruto/neto y menos aun en términos de reservas. Sus activos de lutitas continúan en descenso, mostrando fuertes caídas iniciales de producción por pozo y un elevado costo marginal. Se han visto forzados a revisar hacia abajo sus propias expectativas.

El valor de sus acciones (XOX) ha cedido consistentemente desde 2015, desde más de  $110 por acción, a menos de $ 60, conformando un 45% de pérdida acumulada. A pesar de las masivas ruedas de prensa sobre las supuestas bondades de los descubrimientos en Guyana costa afuera, ExxonMobil no ha logrado traducirlo en captar valor adicional para sus acciones y por el contrario continúan en franco descenso.

Más allá de sus afirmaciones sobre 13 nuevos descubrimientos, incluidos los más recientes en Tilapia, Haimara y Yellowtail, la realidad es que son bolsas pequeñas localizadas en aguas profundas y más de 17.500 pies en el subsuelo, cuyo desarrollo involucra grandes inversiones y elevados riesgos. Por ser estos bolsones aislados, la posibilidad de aprovechar la infraestructura desplegada en campos vecinos, podría ser prohibitiva en función de la distancia como parece ser este el caso del prospecto Payara, el cual se ubica alrededor de unas 10 millas del campo Liza, mientras que el resto de los campos descubiertos se localiza a mucha mayor distancia (>25 @ >100 millas S-SE).

Es por ello que en el caso de PDVSA es preciso repensar la proyección de estrategias para aprovechar y capitalizar sus ventajas específicas. En el caso de nuestros desarrollos costa afuera CIGMA y Deltana, presentan una serie de condiciones particulares, como por ejemplo mayor dimensión y menor profundidad, que en definitiva podrían apuntalar una mayor factibilidad de desarrollo bajo condiciones de negocio y políticas convenientes.

Einstein Millán Arcia |Petróleo y Gas “Upstream”/ Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991 / Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990 / Ingeniero de Petróleo Universidad de Oriente, 1979). Ha publicado y presentado en diversas revistas y conferencias internacionales más de 12 trabajos especializados en materia de Petróleo y Gas. Ha escrito más de 250 artículos de opinión en el campo energético y geopolítico, y sido citado en materia de petróleo y gas en: Soberania.org, Oilpro, aporrea, NoticiasVenezuela, Plattsblog, las armas de coronel, segurosybanca, noticiascandela.informe25, petroleum, la patilla, The Slush Pit (Oklahoma Oil & Gas News), Energy Economist y Los Ángeles Times entre otros.

emillan7@hotmail.com

@EinsteinMillan

 

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