La ex­plo­ta­ción pe­tro­le­ra en aguas pro­fun­das es­tá vi­va otra vez.

○ Pe­tro­le­ras in­no­van pa­ra que la per­fo­ra­ción sea ba­ra­ta y ren­ta­ble.

Bloomberg BusinessWeek Mexico - - CONTENIDO - — Kevin Crow­ley

Una tar­de de ma­yo, en las aguas del Gol­fo de Mé­xi­co que ro­dean una pla­ta­for­ma pe­tro­le­ra de Che­vron Corp., los pe­ces vo­la­do­res sal­tan pa­ra huir de sus de­pre­da­do­res. "¿Los per­si­gue un ti­bu­rón?", pre­gun­ta el su­per­vi­sor Ja­mie Go­bert, aso­mán­do­se des­de un ba­ran­dal. "Creo que es un atún ale­ta ama­ri­lla o un do­ra­do", res­pon­de Emi­le Bou­dreaux, su co­le­ga.

Ver tan­tas cria­tu­ras de aguas pro­fun­das en un so­lo lu­gar no es co­mún. Pe­ro ellos tie­nen una es­pe­cie de afi­ción ha­cia la pla­ta­for­ma Jack/St. Ma­lo de Che­vron, una es­truc­tu­ra flo­tan­te del ta­ma­ño de tres cam­pos de fut­bol a unos 322 ki­ló­me­tros de Lui­sia­na. Los pe­ces si­guen los oleo­duc­tos sub­ma­ri­nos que se ex­tien­den des­de Jack/St. Ma­lo ha­cia tres ya­ci­mien­tos a unos 24 ki­ló­me­tros de dis­tan­cia en di­fe­ren­tes di­rec­cio­nes. A di­fe­ren­cia de las pla­ta­for­mas an­ti­guas que ex­traen el cru­do de un campo de­ba­jo de ellas, es­ta téc­ni­ca ten­ta­cu­lar le per­mi­te bom­bear más de 11 mil ga­lo­nes de cru­do por mi­nu­to des­de los tres cam­pos. Es­te con­cep­to de “tres por uno” es par­te de las in­no­va­cio­nes de gran­des pe­tro­le­ras co­mo Che­vron, BP Plc y Ro­yal Dutch Shell Plc que per­mi­ten que la pro­duc­ción en aguas pro­fun­das en el Gol­fo se re­cu­pe­re tan­to del des­ca­la­bro am­bien­tal (el de­rra­me de Deep­wa­ter Ho­ri­zon en 2010) co­mo del fi­nan­cie­ro (el des­plo­me del pre­cio del pe­tró­leo de 2014).

Mien­tras la pro­duc­ción es­ta­dou­ni­den­se de sha­le do­mi­na los mer­ca­dos, una re­vo­lu­ción se ges­tó mar aden­tro. La unión de tec­no­lo­gía y di­se­ño in­te­li­gen­te aca­ba­rá con par­te del gas­to que ha he­cho que la ex­trac­ción del pe­tró­leo sub­ma­rino ape­nas sea ren­ta­ble, aseguran eje­cu­ti­vos de la in­dus­tria. Los nue­vos pro­yec­tos apun­tan a cos­tos por ba­rril de 35 a 40 dó­la­res, lo que per­mi­ti­ría com­pe­tir con el sha­le. Y, así, ex­plo­tar re­ser­vas an­tes no ren­ta­bles.

El Gol­fo de Mé­xi­co ha si­do la van­guar­dia de la ex­pe­ri­men­ta­ción pa­ra el pe­tró­leo ma­rí­ti­mo y el éxi­to alen­ta­ría más per­fo­ra­cio­nes en las nue­vas cuen­cas pe­tro­lí­fe­ras de Bra­sil, Gu­ya­na, Mé­xi­co y Mo­zam­bi­que. In­clu­so alen­ta­ría una ma­yor pro­duc­ción es­ta­dou­ni­den­se offs­ho­re si el pre­si­den­te Trump cum­ple su plan de abrir par­te de la cos­ta de la na­ción a nue­vas ex­plo­ra­cio­nes. "En el pa­sa­do, gran par­te del cos­to del desa­rro­llo se iba a la nue­va tec­no­lo­gía", di­ce Jeff She­lle­bar­ger, pre­si­den­te de la di­vi­sión nor­te­ame­ri­ca­na de Che­vron. "Pe­ro con el ti­po de re­ser­vas que es­ta­mos per­fo­ran­do hoy, la ma­yor par­te de esa cur­va de apren­di­za­je ha que­da­do atrás. Aho­ra po­de­mos man­te­ner esos cos­tos bas­tan­te com­pe­ti­ti­vos".

Hay dos fac­to­res que de­ter­mi­nan y es­ti­mu­lan la per­fo­ra­ción: los pre­cios del cru­do y los cos­tos de pro­duc­ción. En 2000, los pre­cios más al­tos im­pul­sa­ron el cre­ci­mien­to en el Gol­fo. Las com­pa­ñías pro­duc­to­ras cons­tru­ye­ron pla­ta­for­mas avan­za­das que fue­ran las más gran­des, las más pro­fun­das y ca­pa­ces de ma­ne­jar los po­zos de ma­yor pre­sión, a ca­si cual­quier cos­to. Re­que­rían equi­pos a la me­di­da, aun cuan­do los mo­de­los es­tán­dar con prác­ti­ca­men­te las mis­mas es­pe­ci­fi­ca­cio­nes, eran más ba­ra­tos.

La com­ple­ji­dad y el cos­to no im­por­ta­ban cuan­do el pe­tró­leo pro­me­dia­ba más de 100 dó­la­res por ba­rril, en­tre 2011 y 2014. Pe­ro cuan­do los pre­cios ca­ye­ron en 2016, a 28 dó­la­res por ba­rril, mu­chos pro­yec­tos y em­pre­sas re­gis­tra­ban pér­di­das. "2014 fue des­en­ca­de­nan­te, su­pi­mos que no ha­bía for­ma de que pu­dié­se­mos rea­li­zar un proyecto de la mis­ma ma­ne­ra otra vez", di­ce Harry Bre­kel­mans, di­rec­tor de tec­no­lo­gía y pro­yec­tos de Shell. Allí es­tá co­mo tes­ti­mo­nio Mad Dog 2 de BP, di­se­ña­da en 2012 pa­ra ser la pla­ta­for­ma más gran­de del mun­do. El plan era tan gran­de y com­ple­jo que un as­ti­lle­ro de­bía ex­pan­dir­se pa­ra cons­truir­la. El cos­to pro­yec­ta­do era de 20 mil mi­llo­nes de dó­la­res. Los eje­cu­ti­vos com­pren­die­ron que era des­ca­be­lla­do y re­di­se­ña­ron la pla­ta­for­ma has­ta ba­jar la fac­tu­ra a 9 mil mi­llo­nes de dó­la­res.

BP, el ma­yor ope­ra­dor del Gol­fo, aho­ra quie­re ha­cer más ex­plo­ra­ción cer­ca de sus pla­ta­for­mas y con­du­cir ha­cia ellas el pe­tró­leo vía duc­tos, co­mo se ha­ce en Jack /St. Ma­lo, en lu­gar de cons­truir nue­vas y cos­to­sas pla­ta­for­mas flo­tan­tes. Es­te en­fo­que es po­si­ble debido a que el ran­go de las lla­ma­das "tie­backs", las tu­be­rías que trans­por­tan el cru­do des­de el si­tio de per­fo­ra­ción a la pla­ta­for­ma, ha au­men­ta­do en los úl­ti­mos años debido a la nue­va tec­no­lo­gía de bom­bas sub­ma­ri­nas. Che­vron espera usar tie­backs pa­ra cu­brir dis­tan­cias de has­ta 96 ki­ló­me­tros, ca­si cua­tro ve­ces más que las de Jack/St. Ma­lo.

Si un campo pe­tro­lí­fe­ro es­tá den­tro del ran­go, es­te sis­te­ma de tu­be­rías pue­de aho­rrar cer­ca de 12 dó­la­res por ba­rril en com­pa­ra­ción con el cos­to de cons­truir una nue­va pla­ta­for­ma, se­gún Wood Mac­ken­zie. "La fi­lo­so­fía gi­ra en torno a la ex­plo­ra­ción ba­sa­da en in­fra­es­truc­tu­ra, man­te­nien­do la ca­pa­ci­dad en esos hubs y lle­nán­do­los", di­ce Star­lee Sy­kes, pre­si­den­te re­gio­nal de BP pa­ra el Gol­fo de Mé­xi­co y Ca­na­dá. Des­de 2013, Che­vron y BP han ba­ja­do a la mi­tad los gas­tos ope­ra­ti­vos en el Gol­fo con me­jor tec­no­lo­gía, equi­po es­tan­da­ri­za­do, su­pre­sión de em­pleos y ven­ta de ac­ti­vos de ma­yor cos­to. Shell re­du­jo el gas­to sus­tan­cial­men­te, di­ce Bre­kel­mans. "La gente pre­gun­ta cuál es la estrella en tér­mi­nos de aho­rro de cos­tos", afir­ma Step­hen Con­ner, ge­ren­te de ope­ra­cio­nes de Che­vron en el Gol­fo de Mé­xi­co. "La ver­dad es que no hay un pro­ta­go­nis­ta, son las mil pe­que­ñas co­sas que he­mos he­cho". Los ana­lis­tas son es­cép­ti­cos. A me­di­da que el pe­tró­leo se re­cu­pe­ra (subió 62 por cien­to en el úl­ti­mo año) los cos­tos au­men­ta­rían, en es­pe­cial si los pro­vee­do­res de per­fo­ra­ción y cons­truc­ción bus­can su­bir pre­cios, di­ce Wi­lliam Tur­ner, ana­lis­ta de Wood Mac­ken­zie.

Pue­de pa­re­cer in­ne­ce­sa­rio que las com­pa­ñías in­vier­tan di­ne­ro y es­fuer­zo en ries­go­sos pro­yec­tos mar aden­tro cuan­do, en tie­rra fir­me, tie­nen la pro­duc­ción de pe­tró­leo sha­le. La pro­duc­ción de la cuen­ca Pér­mi­ca de Te­xas y Nue­vo Mé­xi­co se du­pli­ca­rá con cre­ces en los pró­xi­mos cin­co años pa­ra al­can­zar 5 mi­llo­nes 400 mil ba­rri­les dia­rios, más que lo pro­du­ci­do por cual­quier miem­bro de la OPEP, sal­vo Ara­bia Sau­di­ta, se­gún IHS Mar­kit Ltd.

Algunas com­pa­ñías co­mo BP ca­re­cen de importantes ac­ti­vos de sha­le, de mo­do que no tie­nen op­cio­nes. E in­clu­so pa­ra quie­nes sí tie­nen sha­le co­mo Che­vron, la ven­ta­ja de per­fo­rar en aguas pro­fun­das es el vo­lu­men de pe­tró­leo a ob­te­ner. En la cuen­ca Pér­mi­ca, un po­zo de al­to ren­di­mien­to pro­du­ce cer­ca de dos mil ba­rri­les dia­rios du­ran­te se­ma­nas an­tes de dis­mi­nuir drás­ti­ca­men­te. En el Gol­fo, los cam­pos pue­den pro­du­cir cien mil ba­rri­les dia­rios du­ran­te dé­ca­das. La ac­ti­vi­dad en el Gol­fo de Mé­xi­co re­pun­ta. No ex­tra­ña que BP, Shell y Che­vron res­pal­den el plan de Trump de abrir a la per­fo­ra­ción más del 90 por cien­to de la su­per­fi­cie to­tal de la pla­ta­for­ma con­ti­nen­tal ex­te­rior de EU. Pe­ro aun si la ad­mi­nis­tra­ción su­pera la opo­si­ción am­bien­ta­lis­ta, no se­rá sino has­ta 2020 cuan­do arran­que la ex­plo­ra­ción. En Jack/St. Ma­lo, Go­bert y Bou­dreaux ha­cen alar­de a su equi­po. ¿Qué ha­ce que val­ga la pena el es­fuer­zo? Go­bert ob­ser­va có­mo un co­le­ga abre un gri­fo y vier­te una mues­tra de cru­do, co­mo si se tra­ta­ra de cer­ve­za. “Lo lla­ma­mos la ca­ja re­gis­tra­do­ra”, di­ce.

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