Debido a la baja en los precios, ExxonMobil redujo su estimado de producción total de petróleo y gas para 2020 a 3.9 millones de barriles de petróleo equivalentes (boe/d), lo que representa aproximadamente el 7%. Esta estimación incluye la desaceleración leve de las operaciones en la cuenca del Pérmico.
En la cuenca oeste de Texas y Nuevo México, la compañía también reducirá en el futuro el número de plataformas, aunque la eficiencia le permitirá mantener su objetivo a más largo plazo de 1 millón de boe/d para 2024, Neil Chapman, vicepresidente senior de upstream, lo expresó así en la reunión corporativa de inversionistas celebrada en Nueva York.
Con respecto a la cuenca pérmica, ExxonMobil espera una reducción de 20,000 boe/d en este año respecto a los estimados de 2019, con estos números en mente, los volúmenes del pérmico bajarán a 360,000 boe/d en 2020.
Adicionalmente, los volúmenes de 2021 en la cuenca serán 40,000 boe/d menos que los establecidos previamente, replanteando así la producción en aproximadamente 600,000 boe/d.
Para 2025, ExxonMobil también espera una producción total de alrededor de 5 millones de boe/d, respaldada no solo por la cuenca pérmica, sino también por cinco desarrollos en fases en Guyana, donde el mayor de los desarrollos espera generar más de 750,000 boe/d de producción ese año.
El CEO Darren Woods dijo que ExxonMobil está planeando un presupuesto de capital anual de US$ 30 mil millones a US$ 35 mil millones durante los próximos cinco años, sin cambios con respecto a la orientación previa.
Sin embargo, en 2020 el gasto estará en la mitad inferior de ese rango, con una reducción en el gasto de capital (CAPEX) para el gas seco de América del Norte.
Los estimados de 2019 consideraron que el CAPEX estaría en la mitad superior, sin embargo, el gasto real dependerá del entorno del mercado en el futuro.
Mayor desarrollo de los recursos en la cuenca pérmica
La compañía tiene 10 mil millones de boe de recursos pérmicos, aunque solo se ha desarrollado una fracción de ese total.
Figura 1. Estimado de crecimiento continuo de la producción el cuenca pérmica
Hasta la fecha, ExxonMobil ha centrado la mayor parte de su perforación en la sub cuenca Midland en el lado este del Pérmico. Allí, el número de plataformas alcanzó su punto máximo el año pasado en 22, pero en febrero de este año se redujo a 18. ExxonMobil prevé el 2020 reducir las plataformas allí en más de un 20% en comparación con las actuales.
Pero en la sub cuenca de Delaware o Pérmico occidental, es donde la operación Pérmica de ExxonMobil está comenzando a dispararse. Allí, la compañía ha pasado a una fase de desarrollo, desde la fase de delineación de los últimos años, que la ayudó a comprender mejor la cuenca.
Partiendo en 2017 con tres plataformas en funcionamiento en Delaware, a principio de 2020 la compañía contaba con 40 plataformas activas. El número de plataformas allí alcanzará su punto máximo a fines de marzo, junto con la perforación de desarrollo y operaciones más eficientes.
La compañía aumentó sus participaciones en Delaware a partir de 2017 cuando compró los activos de la compañía Bass. Eso amplió su superficie a tres veces el tamaño de su huella de la cuenca Midland.
Pero a pesar de la relativa menor madurez de Delaware, ExxonMobil pudo producir alrededor de 100,000 boe/d en 2019 a pesar de tener solo el 3% del recurso en producción, frente al 20% de los recursos en producción de Midland, dijo Chapman.
El ritmo de perforación actual de ExxonMobil en Delaware es de aproximadamente 250 pozos por año, con un inventario de más de 6,000 objetivos potenciales. Eso significa que puede mantener su ritmo de perforación durante más de 20 años si las condiciones lo justifican.
Chapman dijo que el ritmo de desarrollo es importante para lograr los objetivos de eficiencia de capital de la empresa. “No queremos ir demasiado rápido y comprometer la capacidad de la organización”.
Figura 2. Conformación de la participación de ExxonMobil en el pérmico.
El crecimiento en Guyana
Guyana, donde un consorcio liderado por ExxonMobil realizó 16 descubrimientos y produjo el primer petróleo del país en diciembre de 2019, es la otra estrella en la cartera de crecimiento de la compañía.
La producción del desarrollo Liza Phase One actualmente está aumentando a lo que será un pico de 120,000 boe/d en los próximos meses.
Los 750,000 boe/d de producción esperada provendrán de cinco desarrollos: De la producción inicial actual en Liza fase 1 y Liza fase 2, que aún está en desarrollo. Así como de otras tres fases que aún no han sido aprobadas para desarrollo.
Actualmente, la compañía está trabajando para sancionar el Campo Payara como el tercer desarrollo, que está dirigido para el inicio de 2023.
En su producción pico, el desarrollo Liza fase 1 producirá 120,000 bpd, Liza fase 2 producirá 220,000 bpd y Payara 220,000. El próximo proyecto gigante offshore denominado Hammerhead tiene el potencial de producir entre 150,000 y 190,000 bpd.
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