Una tarde de mayo, en las aguas del Golfo de México que rodean una plataforma petrolera de Chevron, 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 y Royal Dutch Shell 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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