En la mayor parte de los últimos 15 años, BP fue un espectador de la revolución energética de Estados Unidos. Mientras compañías más pequeñas, lideradas por Devon Energy, descifraron el código para la producción comercial de las reservas de esquisto antes intratables, BP —al igual que la mayoría de las otras grandes compañías petroleras internacionales— hizo poco para darle seguimiento a sus avances. A partir de 2014 decidió hacer un cambio.
“Sabíamos que estábamos donde no queríamos estar y necesitábamos hacer algo diferente”, dice Dave Lawler, a quien contrataron en agosto de ese año para dirigir las operaciones estadunidenses en tierra de BP fuera de Alaska.
Durante años la operación recibió poca atención de los inversionistas o de la dirección del grupo de Reino Unido.
Pero cuando comenzó a disminuir la turbulencia que siguió al desastre del Deepwater Horizon en 2010, BP comenzó a pensar en el crecimiento. A Lawler, proveniente del productor independiente Sandridge Energy, lo contrataron para la tarea de inyectar a BP parte del dinamismo de una compañía pequeña y para desarrollar sus recursos “no convencionales”, incluido el esquisto.
Dos años después los indicios eran que sus esfuerzos comenzaban a rendir frutos. Las operaciones 48 Lower de BP —el nombre se refiere a los 48 estados contiguos de Estados Unidos— se volvieron importantes tanto para el grupo como para el panorama de energía de América del Norte.
“Básicamente, creamos una compañía adicional en recursos no convencionales”, dice Lawler. “Es probable que sea una compañía de 15 mil millones de dólares (mdd) y que la valoración no se reconozca en el precio de las acciones de BP”.
Con los derechos de perforación en alrededor de 6 millones de acres (2.42 millones de hectáreas), en su mayoría adquiridos con la compra de Amoco en 1998 y Arco en 2000, BP tiene una de las posiciones más grandes entre cualquier compañía de gas y petróleo en EU, pero tiene pocos activos en ubicaciones de primer nivel.
No está en la cuenca del Permian en Texas y Nuevo México, que es el lugar más cotizado para la industria de petróleo de EU; pues en 2000 y 2010 vendió sus activos en la zona. Se encuentra en Eagle Ford, en el sur de Texas, pero solo como socio no operativo en activos manejados por Lewis Energy, una compañía de propiedad privada.
En su lugar, BP tiene reservas —84 por ciento de ellas en gas— en una variedad de lugares que no están de moda, desde Wyoming hasta Texas, a menudo no en esquisto, sino en carbón o arenisca.
Los activos eran como muebles viejos que se dejaron en el ático. El trabajo de Lawler era pulirlos para ver si tenían algo de valor.
Fue una tarea difícil. Las capacidades y los procesos de las grandes compañías de energía están diseñados para grandes proyectos complejos que pueden costar miles de millones de dólares. A menudo no son flexibles ni parcos para tener éxito con las reservas no convencionales, donde los productores perforan varios pozos que tienen un costo de solo algunos millones de dólares cada uno.
Las grandes compañías Royal Dutch Shell, BHP Billiton y Statoil tuvieron que hacer grandes depreciaciones de sus activos no convencionales de EU.
BP buscó cambiar esa situación al hacer que el negocio de Lower 48 fuera una organización separada, para fomentar una cultura empresarial más acorde con un operador independiente y ágil que una división de un grupo global.
Lawler logró una diferencia notable en las operaciones. Ahora tiene un enfoque comercial más agudo; en la actualidad opera con una fuerza laboral de mil 150 personas, en comparación con mil 900 a finales de 2013, y se introdujeron tecnologías más actualizadas.
“Hay una especie de transformación en esa operación”, dice Anish Kapadia, analista de Tudor Pickering Holt. “Redujeron mucho los costos, aunque desde una base muy alta”.
En 2014 la firma de investigación Wood Mackenzie valoró las operaciones Lower 48 de BP en 5 mil 500 mdd. En noviembre de 2016 subió a 9 mil 500 mdd, a pesar de que los supuestos del precio de gas y petróleo que se utilizaron en la valoración fueron más bajos.
Después de años de declive, la producción de gas que tiene BP en Estados Unidos comienza a aumentar. En su región de las Montañas Rocosas, que incluye activos en Wyoming, Colorado y Nuevo México, Wood Mackenzie espera que la producción de gas suba 26 por ciento en 2020.
Un pozo que ejemplifica el mejor desempeño es Horther, en la Cuenca de San Juan, en las montañas del sur de Colorado. El gas, que se produce a partir de vetas de carbón 914 metros abajo, normalmente fluye a niveles muy inferiores.
Sin embargo, Horther produce alrededor de 5 millones de pies cúbicos (141 mil 584 metros cúbicos) de gas por día; hasta 250 veces más que un pozo de carbón tradicional.
La razón es “varias vías”, con tres perforaciones horizontales en las que cada una recorre 1.6 kilómetros desde un eje vertical, con lo que en total hay una apertura de cerca de 14 mil 600 pies (4 mil 450 metros) de veta de carbón.
El siguiente paso para BP es comenzar la producción para esos pozos multivías en esquisto.
En el campo de esquisto Mancos, una capa de alrededor de 4 mil pies (mil 219 metros) por debajo del carbón en la Cuenca de San Juan, BP tiene planes de comenzar a perforar su primer pozo para finales del próximo mes. El US Geological Survey estimó que los Mancos podrían tener la segunda fuente más grande de gas en Estados Unidos, solo detrás de Marcellus Shale, que se encuentra en Pennsylvania.
“Es muy significativo para EU”, dice Lawler. “Hay muchas cosas que se pueden hacer en zonas del país que no son grandes regiones de esquisto. La tecnología está ahí”.
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