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15/11/2013 | Análisis: De la fuga al boom. Aguas profundas

De Nuestra Redacción

Después de la fuga de petróleo en el Golfo de México, en 2010, el mayor de la historia de Estados Unidos, mucho se habló sobre la posibilidad de disminuir la explotación marítima. En vez de eso, aconteció lo opuesto.

 

Desde octubre de 2010, cuando fue cancelada la suspensión de la perforación en aguas profundas en los Estados Unidos impuesta en mayo de aquel año, la explotación en el Golfo de México continuó sin interrupción y aún ganó un nuevo impulso, como en el resto del mundo. Hoy, la perforación en aguas profundas - 150 metros o más debajo de la superficie del mar - permanece siendo la próxima gran frontera de la producción de petróleo y gas natural.

Algunos ambientalistas ya se mostraron recelosos de que el aumento de la explotación marítima traiga nuevos riesgos de fugas u otros daños por la mitad ambiente. "No sabemos cuál es el impacto total de la fuga de la Deepwater Horizon [la plataforma que explotó en el Golfo de México] sobre el ecosistema", dice Sean Dixon, un abogado especializado del grupo de protección ambiental Clean Ocean Action, del Estado americano de Nueva Jersey. "Y todas las otras opciones, como eficiencia y conservación de la energía, no fueron totalmente exploradas.  Entonces, dice él, no es inteligente "buscar más combustibles fósiles a través de la perforación en aguas profundas cuando ella puede tener consecuencias graves para el medio ambiente".  Pero las petroleras afirman que las nuevas tecnologías están haciendo la perforación más asequible tanto para el medio ambiente como para los trabajadores, y ellas están gastando millones de dólares en el desarrollo de nuevas técnicas de producción destinadas a aumentar la eficiencia de la perforación en aguas profundas y abrir nuevas áreas a la producción.

La perforación en aguas profundas viene siendo incentivada en parte por la creciente incertidumbre política en las regiones productoras de África y del Oriente Medio. "A medida que el acceso la nuevas reservas convencionales se queda más difícil, [las petrolíferas internacionales] están volviéndose para explotaciones más complejas, como a de aguas profundas", afirmó en un informe del año pasado el IFP Énergies nouvelles, un instituto francés de investigación sobre petróleo. "El precio del barril de petróleo consistentemente más alto permite a los productores justificar las más avanzadas, y por lo tanto las más caras, tecno-logias necesarias para hacer que los campos produzcan."

Según la consultoría noruega de petróleo y gas Rystad Energy Las, los campos de aguas profundas deben responder, hasta 2020, por un 13% de la producción mundial total de petróleo crudo y condensados de gas natural, comparado con un 10% el año pasado. La producción de petróleo de los 48 Estados de la parte baja de Estados Unidos, proveniente en gran medida del Golfo de México, debe crecer un 18% hasta 2020 en relación a los niveles de 2011, gracias a la explotación en campos con láminas d'agua de hasta 1.500 metros, según el Departamento de Energía de Estados Unidos.

 

Las grandes empresas de petróleo como Chevron Corp., Statoil y BP están invirtiendo pesadamente en nuevas tecnologías, juntamente con empresas de menor porte. Una de estas, la compañía de servicios noruega WeST Drilling Products, una unidad de WeST Group, creó una plataforma robotizada que ella afirma va a reducir el tiempo de perforación en hasta un 50% y disminuir drásticamente los riesgos de seguridad al retirar del proceso el común de la gente. A medida que perforan más fondo, las empresas de petróleo desarrollan tecnologías nuevas para buscar petróleo y gas abajo de barreras como las gruesas capas de sal encontradas en algunos de los campos marítimos más prometedores del mundo, como los del pre-sal en Brasil. Petrobras, especialista en explotación en aguas profundas, tiene cerca de un 65% de sus bloques exploratorios en el mar en profundidades superiores a 400 metros.

BP estima que un 80% del área de las futuras reservas de petróleo y gas en el Golfo de México pueden estar bajo una capa de sal. Chevron desarrolló una tecnología patentada de imágenes sísmicas, basada en los últimos avances en software analítico e inversiones en un inmenso poder de computación. Ella afirma que la tecnología permitirá una visión mucho más clara que está abajo del fondo del mar. BP está desarrollando un conjunto de nuevas tecnologías para aguas profundas llamado Proyecto 20KTM, que ella pretende implementar hasta 2020.

El objetivo es permitir la explotación segura en pozos de alta presión, que pueden llegar la 20.000 psi (libra-fuerza por pulgada cuadrada) y temperaturas de casi 180 grados Celsius, lo que permitiría a la empresa realizar perforaciones en áreas mucho más profundas que las de ahora. La presión y la temperatura aumentan con la profundidad, y las técnicas de hoy limitan la perforación las presiones de hasta 15.000 psi y temperaturas de cerca de 120 grados Celsius.

BP prevé que la nueva tecnología pueda dar a ella visito la una producción adicional equivalente a algo entre 10 billones y 20 billones de barriles de petróleo en Estados Unidos, Azerbaiyán y Egipto. La tecnología también va a incluir recursos avanzados de seguridad como el seguimiento continuo, en tiempo real del BOP, o "blowout preventer", como es llamado el sistema de válvulas que previene la fuga accidental de gas o petróleo durante la perforación.

El fallo en ese equipamiento contribuyó para el desastre provocado por la Deepwater Horizon. Mientras eso, Statoil está construyendo un compresor submarino para aumentar su producción de gas natural. Los compresores mantienen la presión necesaria para bombear el gas de su reserva en la roca. La compañía afirma que el nuevo compresor protegerá más el medio ambiente y será más eficiente que los compresores usados actualmente en la superficie. Además de eso, va a permitir que ella explore reservas que hoy no pueden ser alcanzadas.

Efectuar la compresión más cerca de la reserva aumenta la producción y reduce las emisiones de carbono prácticamente por la mitad, de acuerdo con Statoil. Y los compresores submarinos no tripulados serán más seguros que los compresores de superficie, que tienen que ser operados por personas. La compresión en aguas profundas también va a permitir la producción bajo la capa de hielo de Ártico, según la Staoil, ya que no exige ninguna plataforma en la superficie.

Bonanza para los contratistas

El fuerte crecimiento de la actividad internacional de perforación ayudó a aumentar las ganancias trimestrales de las algunas empresas más grandes de la industria. La empresa de servicios petroleros Baker Hughes Inc., dijo la semana pasada que el número de equipos de perforación contó un aumento internacional de 2,3% en comparación con el año anterior. El operador de plataformas Transocean, por su parte, dijo que estaba tratando de aprovechar los depósitos de aguas profundas previamente fuera del alcance de los exploradores. La tecnología de perforación puede ser cara, pero la fiebre por el mar parece valer la pena el riesgo de los grandes inversores.

Schlumberger y Baker Hughes Inc., dos de las empresas de servicios petroleros más grandes del mundo, reportó la semana pasada en aumento en sus ganancias trimestrales gracias en parte a un aumento en la perforación internacional. En su número de plataformas de la semana pasada, Baker Hughes dijo que vio el número de equipos que trabajan en la caída de Estados Unidos por 100 en comparación con el mismo periodo del año pasado. A nivel internacional, sin embargo, dijo que el número de equipos aumentó de 30 a 1284 en comparación con 2012. Su número de equipos sirve como un indicador de la demanda de apetito por petróleo y gas natural a nivel mundial.

Para los contratistas, la racha no fue diferente. Transocean dijo que el valor total de esos nuevos contratos que consiguió desde el 18 de septiembre fue de 2 billones de dólares. Eso es más que el nuevo contrato total de 64 millones de dólares en su informe de situación de la flota de septiembre. La empresa anunció la semana pasada consiguió un contrato de cinco años para construir un buque de perforación de Chevron que podría operar en profundidades del agua hasta 12.000 pies. Transocean estableció un récord mundial en julio por perforación de un pozo de 10.411 pies de agua de la costa de la India. Más al oeste, BP, Chevron y ahora Cairn Energy considera la evolución de la frontera frente a la costa de África Occidental. Marruecos, en particular, parece ser la nueva estrella de los nuevos acontecimientos. Cairn, con sede en Edimburgo, dijo que las últimas operaciones de la semana en su primer pozos offshore de Marruecos comenzarán "en breve". Dijo que la actividad sería la primera de aguas profundas en trabajar frente a las costas de la nación de África occidental.

Canada, tierra del offshore

Los primeros europeos pusieron sus pies en América del Norte desembarcaron en la isla de Newfoundland hace más de 1.000 años antes de ser expulsados de sus asentamientos por las tribus nativas. Ahora  sus descendientes están de vuelta, y esta vez los vecinos están dispuestos a mantenerlos aquí. En septiembre, la empresa noruega Statoil anunció un importante hallazgo de petróleo en la costa de esta ciudad portuaria pintoresca, en el prospecto de Bay du Nord a unas 300 millas en el mar.

Que Statoil descubriera petróleo en el mar cerca de la ciudad no es, en sí mismo, extraordinario -la empresa informó más tarde similares hallazgos de su programa de exploración activa en el mar de Barents y del Norte. Pero el anuncio de Canadá añadió mucha emoción en Newfoundland por estos días, ya que llegó poco después que Statoil anunció otro descubrimiento offshore, en el proyecto Harpoon en junio.

Statoil dijo que está explorando frente a las costas de Newfoundland y Labrador por el rico potencial ahi. Sin embargo, la empresa admite que también está usando el Este de Canadá como un trampolín para un objetivo más ambicioso y de largo plazo para hacer frente a los desafíos energéticos en el Ártico. Las condiciones climáticas y la geología aquí son similares a lo que Statoil está familiarizado con la región noruega del Mar del Norte. La diferencia es que el hielo marino que flota por debajo de Groenlandia cada primavera, dando a la empresa la oportunidad de experimentar con la perforación en alta mar sub-Ártica en Newfoundland antes de su aventura en las aguas de Ártico, en Alaska y en el norte de Rusia.

Caron Hawco, representante de Statoil que su empresa está utilizando St. John como una base de investigación en el Ártico y el desarrollo, aumentando la capacidad de investigación existente en Stavanger, Noruega. Parte de ese esfuerzo incluye la asistencia del Memorial University of Newfoundland con el desarrollo de su propio programa especializado de ingeniería petrolera. "Desde la perspectiva de Statoil, St. John es sin duda un facilitador para ir más al norte", dijo Hawco. "Vemos nuestra experiencia aquí y hasta el R&D que puede ayudar a convertirse en la puerta de entrada al Ártico o un habilitador de negocios para el Ártico".

En 2008, Statoil se adjudicó 16 contratos de arrendamiento en el Mar de Chukchi de Alaska. Pero con poca infraestructura de apoyo, la exploración offshore en Alaska está todavía en su infancia. Mientras tanto, la perforación de Statoil es mucho más activa en Newfoundland, a pesar de los desafíos del hielo y de la intemperie. El equipo de St. John dijo que la empresa está determinada a convertirse en el operador principal de su propio proyecto offshore en el este de Canadá.

Cuando los residentes de esa ciudad preguntan que empresas hicieron el mayor impacto en la economía St.John, ellos usualmente mencionan a Exxon Mobil, Husky Energy o Suncor. Con sólo pequeñas, no operativas participaciones en los proyectos offshore existentes en Newfoundland, Statoil no es mencionada al principio. La empresa estima que su participación en la producción de estos proyectos es sólo de 13.000 a 14.000 barriles por día. Pero Statoil es el explorador más activo en el este de las aguas canadienses, lo que demuestra el anuncio de sus dos principales hallazgos este año.

Bay du Nord pudo contener entre 300 millones y 600 millones de barriles de petróleo crudo de alta calidad recuperable. Los recursos de Harpoon están todavía en misterio, pero son muy prominentes, también, dijo Atle Aadland, vice-presidente para operaciones de offshore upstream de Statoil Canada. "Es demasiado pronto para decir que el tamaño de este descubrimiento.

"Es demasiado pronto para decir que el tamaño de este descubrimiento. Más trabajo hay que hacer en ese aspecto", dijo."Incluso en el caso de Bay du Nord, sabemos que tenemos que perforar más pozos, hay que tomar más sísmica". En una sesión informativa con la prensa en Houston celebradas a principios de este año, dijo el gerente general, Helge Lund, dijo que la prospección de petróleo en las aguas duras, llenas de hielo se ha convertido en menos de un desconocido para las operaciones canadienses de Statoil. "En cierto sentido, es el de-risked porque vemos que hay hidrocarburos allí en el área", dijo Lund. "Estamos trabajando ahora en un programa de exploración más en base a los descubrimientos que hemos hecho hasta ahora".

Bay du Nord y Harpoon siguieron a otro gran descubrimiento allí, Mizzen, anunciado en 2009. La actividad de exploración se concentra en las cuencas de Flemish Pass y Jean d'Arc. Esta última es la casa de la mayor plataforma offshore del mundo, Hibernia, y es el destino de la plataforma Hebron en construcción. Statoil es un socio fuera de funcionamiento en ambos proyectos.

En la actualidad, la empresa cuenta con cinco descubrimientos offshore en Canadá: Mizzen, King's Cove, West Bombay, Harpoon y ahora Bay du Nord. Aunque Mizzen vino antes, los representantes de la empresa dijeron que pueden centrarse en Bay du Nord por un tiempo. De cualquier manera, la cadena de descubrimientos de Statoil ha convencido de que sus proyectos en el Atlántico canadiense tienen un potencial real. La firma no tiene ninguna intención de irse, como demostró la construcción de oficinas de trabajo.

Canadá, Alaska y otras regiones fronterizas son fundamentales para los planes de Statoil para compensar la disminución de la producción en la plataforma continental noruega con un crecimiento en el extranjero. En un informe reciente, Allen Good, analistas senior de stock con la firma de inversiones Morningstar, dijo que cree que Statoil lo está llevando a cabo, pero probablemente a un alto costo. "Teniendo en cuenta su experiencia previa, creemos que Statoil puede competir eficazmente con los grandes operadores turísticos en algunas de estas regiones y ofrecer rendimientos atractivos", dijo Good. "Sin embargo, dada su tardía entrada, nos preocupamos por el sobre pago acceso de la empresa".

Ser un participante tardío no preocupa a ellos, insistieron los funcionarios de la empresa ahí. La evaluación de Good también elogia Statoil por su buen comportamiento en el medioambiente del Mar del Norte. En las costas de Newfoundland y Labrador, Statoil se siente como en casa, dijo Aadland. "Somos el explorador más activo en las costas de Newfoundland", dijo. "Esta es una buena opción para nuestra base en Noruega, donde venimos en el Mar del Norte, porque es una geología similar así como el entorno en el que operamos".

 

Offnews.info (Argentina)

 


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