ExxonMobil boryka się z problemem potażu w basenie permskim

Exxon

xom -0,35%

W 2017 roku zapłaciła 5,6 miliarda dolarów za najlepszy areał w szybko rozwijającym się regionie Delaware w Nowym Meksyku, będącym częścią szerszego regionu permu, który rozciąga się do Teksasu i jest obecnie filarem planów rozwoju firmy.

Ale według firmy analitycznej FLOW Partners LLC, ponad jedna czwarta najlepszych akrów Exxon w Nowym Meksyku pokrywa się z podziemnymi kopalniami potażu. Ze względu na przepisywysokie koszty wiercenia i względy bezpieczeństwa dla górników podziemnych, Studnie na tym obszarze są droższe w wykonaniu I mniej produktywni, mówią osoby zaznajomione z operacjami Exxon, dyrektorzy branżowi i analitycy.

A według ludzi, wysiłki Exxon przyniosą tam mniej ropy i gazu, a ostatecznie mniejsze zyski, niż inne obszary permu. Rzeczniczka Exxon, Megan McDonald, powiedziała, że ​​firma nie ujawniła inwestorom, że grunty, które kupiła w rejonie potażu, zostaną dotknięte tymi problemami, ponieważ nie uważa ich za istotne.

— powiedziała pani MacDonald Nie odszedł od planów wierceń wokół regionu potażu, a wyzwania nie wpłynęły na jego szersze plany w okresie permu.

Exxon wiedział, że niektóre z jego wysiłków związanych z odwiertami będą wymagały manewrowania wokół czynnych min, gdy znajdzie się na ziemi, i pomyślał, że jego umiejętności inżynieryjne poradzą sobie z tym problemem. Problemy operacyjneWedług osób zaznajomionych z jego działalnością. Ale splot wyzwań Utrudniło to kopanie tam niż początkowo oczekiwał Exxon, mówili ludzie.

W październiku 2018 roku XTO Energy Inc. Zgodnie z wywiadami i e-mailami przejrzanymi przez The Wall Street Journal, filia Exxon nie połączyła się z twardą obudową jednego ze swoich odwiertów w pobliżu kopalni podczas szczelinowania. Ciśnienie spowodowane awarią złącza wypchnęło płyn i gaz ziemny poza strefy buforowe mające chronić kopalnie potażu i zakończyło się wydmuchaniem dziury w pobliskim otworze poszukiwawczym z lat 70.

Kilku pracowników zostało ewakuowanych z pobliskiej kopalni po wezwaniu z Exxon. Nie zgłoszono żadnych obrażeń, ale incydent wywołał telefony od największej firmy wydobywczej w okolicy.

Bazylia Potaż firma ,

Aby uzyskać surowsze przepisy dotyczące operacji naftowych.

Pani McDonald powiedziała, że ​​ropa naftowa i gaz są od dziesięcioleci bezpiecznie wydobywane obok potażu, a Exxon i inne firmy bezpiecznie produkują ropę na obszarach potażu.

W 2012 r. Ministerstwo Spraw Wewnętrznych umożliwiło dalszy rozwój wydobycia ropy i gazu na prawie 500 000 akrów chronionych przeznaczonych pod uprawę potażu, rok po tym, jak obie branże zaczęły się spotykać jako Wspólny Przemysłowy Komitet Techniczny w celu ułatwienia współpracy. Ale niektórzy dyrektorzy naftowi permu powiedzieli, że przez lata unikali kupowania ziemi w regionie potażu, biorąc pod uwagę surowe wymagania regulacyjne, które czasami wymagają oczekiwania do 18 miesięcy na pozwolenia na odwierty. Region jest również daleko od reszty plamy ropy oraz firmy energetyczne, rurociągi i usługi, które pomagają wprowadzić ropę na rynek, zwiększając koszty.

Według FLOW Partners Exxon ma około 1200 odwiertów w regionie potażu. Według firmy inwestycyjnej Pickering Energy Partners odwierty wiercone przez Exxon w regionie potażu są od 5% do 10% mniej wydajne niż odwierty poza tym regionem, w południowych częściach Delaware są bardziej wydajne.

Te odwierty są częściowo opóźnione, ponieważ wiercenie w pobliżu kopalń wymaga od firm operowania z tak zwanych wysp wiertniczych, ciasnego upakowania odwiertów z jednego miejsca, a następnie wiercenia bocznego, aby dostać się pod kopalnie. W rezultacie producenci mają mniej lokalizacji do wyboru dla swoich odwiertów i często nie mogą wykorzystać całej ropy, na którą są ukierunkowani.

Jason Jarre, dyrektor ds. niekonwencjonalnych odwiertów w Exxon, powiedział, że firma wykonuje dłuższe, poziome odcinki, które umożliwiają jej dostęp do większej ilości podziemnego potażu i stała się bardziej wydajnym producentem w ostatnich latach. Exxon powiedział, że w tym roku zwiększy produkcję ropy i gazu w szerszym regionie permu o około 20 procent.

Ograniczenia prawne i względy bezpieczeństwa mogą wiązać się z dodatkowymi kosztami. Na przykład firmy zazwyczaj używają dodatkowej serii stalowych obudów wokół swoich odwiertów w regionie, co zwiększa koszty stali o około 1 milion USD. Niektórzy menedżerowie oszacowali, że wiercenie odwiertów w regionie potażu jest o około 25% droższe niż wiercenie zwykłych odwiertów ropy i gazu.

„Musisz posunąć się tak daleko, aby rozwinąć wszystkie swoje dzierżawy poza wyspą wiertniczą, a oni nie obiecują, że wykorzystasz każdą posiadaną baryłkę” – powiedział John Smitherman, były dyrektor Bopco LP, prywatnej firmy naftowej . którego aktywa kupił Exxon w transakcji z 2017 r., oraz były współprzewodniczący JITC.

W ostatnich miesiącach firmy naftowe i Intrepid ścierały się w kwestiach bezpieczeństwa. Dyrektor generalny Bob Gurnaivas powiedział, że wiele obaw Intrepid wynika z wypadku z 2018 r. Wzywa organy regulacyjne i ich odpowiedniki naftowe i gazowe w Wspólnej Komisji do rozszerzenia planowanego badania strony trzeciej o poszukiwanie odpowiedniej wielkości stref buforowych między odwiertami. i kopalnie.

Intrepid powiedział, że jest gotów poświęcić swoje rezerwy, jeśli badania wykażą, że przemysł potrzebuje większych stref buforowych, aby zapewnić pracownikom bezpieczeństwo pod ziemią. Dyrektorzy naftowi twierdzą, że takie badanie jest niepotrzebne, a większe strefy buforowe pozostawiłyby im mniej miejsc do wiercenia i podjęcia produkcji.

Po testach metalurgicznych po wypadku w 2018 roku, Exxon powiedział, że ustalił, że proces obróbki cieplnej pękniętego łącznika spowodował, że odcinek rury stał się bardziej kruchy. Powiedziała, że ​​firma dobrze przerobiła swój projekt, wprowadzając między innymi grubsze złącza obudowy i przeprowadziła inne badania bezpieczeństwa.

„Przedstawiciele obu branż aktywnie współpracują w zakresie protokołów bezpieczeństwa i najlepszych praktyk” — powiedziała pani MacDonald.

Pan Gournaivaz powiedział, że jest zaniepokojony obecnymi strefami buforowymi o szerokości pół mili dla szybów gazowych i ćwierć mili dla szybów naftowych, które zostały utworzone co najmniej dziesięć lat temu i nie uwzględniają nowoczesnych metod wydobycia ropy i gazu.

Urzędnicy z Biura Gospodarki Gruntami Ministerstwa Spraw Wewnętrznych powiedzieli, że obecnie zlecają przeprowadzenie badania dotyczącego projektowania odwiertów dla firm naftowych działających w regionie potażu, ale badanie nie będzie koncentrować się na strefach buforowych.

Napisz do Collina Eatona na adres collin.eaton@wsj.com