¿Por qué es tan difícil sacar petróleo en aguas profundas?

El gobierno de Andrés Manuel López Obrador tiene razones para temerle a este tipo de proyectos, sobre todo, porque casi todo este tiempo lo han intentado hacer solos, asumiendo todo el riesgo y la inversión.

Las condiciones climáticas, las profundidades en el mar, la tecnología que se requiere y hasta la sal juegan en contra de todos aquellos que quieren sacar petróleo de este tipo de zonas. Pero a pesar de todas estas adversidades, las gigantes del sector llevan años apostando su capital y futuro a ir por esos barriles alrededor del mundo.

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El sector petrolero internacional sabe desde hace décadas lo arriesgado y tardado de esta apuesta. Estados Unidos inició este viaje desde 1947, y no fue hasta 1996 cuando logró sus primeros resultados importantes en las aguas profundas del Golfo de México.

“A partir del año 2000 los desarrollos tecnológicos han permitido que las compañías petroleras exploren a más de 3,000 metros de profundidad y perforen hasta los 9,000 metros”, dice Víctor Vidal, socio de la consultora especializada en temas energéticos Hartree Partners.

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Estados Unidos dedicó la primera década de este siglo en desarrollar el potencial de las aguas profundas de su lado del Golfo de México. Esto tuvo un fuerte frenó en 2010 con el accidente en el pozo de Macondo de la plataforma Deepwater Horizon.

Pero las restricciones no han impedido que la producción de crudo proveniente de esta zona haya alcanzado su máximo en 2018, y que se esperen nuevos históricos para 2019 y 2020 para alcanzar los 2 millones de barriles promedio diario, según datos de la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés).

Brasil también es el otro paradigma de la importancia de las aguas profundas en el sector energético. La nación sudamericana produce más de 1.7 millones de barriles de petróleo costa afuera gracias a los años de trabajo en las complicadas cuencas presalinas.

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Las gigantes petroleras como Shell, Chevron, Exxon, Murphy, PC Caligari, ENI, BP, Equinor o Total se encuentran entre el puñado de firmas que se han embarcado en este tipo de proyectos.

Las necesidades de inversión para lograr éxito en este tipo de proyectos es muy sencillo de visualizar, aunque no tanto de digerir. Cada barril de reserva prospectiva en aguas profundas tiene un costo de exploración de cinco dólares para convertirla en una reserva descubierta y con posibilidades de tener un éxito comercial, explica Alfredo García, director general de la consultora Siete Energy.

“Esto quiere decir que para las reservas prospectivas en esa zona, que pueden rondar los 29,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce), se necesitan inversiones de casi 150,000 millones de dólares”, dice García, que hasta el año pasado era vicepresidente de operaciones de la petrolera británica BP en México.

Una parte importante de esos barriles no van a tener un éxito comercial, así que habrá inversiones que se irán al fondo del mar. Pero las que sí tengan posibilidades de salir, deberán agregarse entre 30 a 40 dólares por barril para su desarrollo y extracción.

“Son montos que nadie puede imaginarse, y que es imposible que México o Pemex puedan invertir por sí solos”, dice García.

Los desafíos en el fondo del mar

El primer reto en estos proyectos es encontrar el petróleo. Para esto se envían embarcaciones que a través de señales, como las electromagnéticas, intentan identificar dónde se encuentra atrapado el hidrocarburo. Esto pasa con toda la exploración de petróleo ya sea en mar o en tierra, pero en las aguas profundas se topa con la sal que va creando gruesas capas que, por sus características, esconden qué hay debajo de éstas, explica Vidal.

Así que las petroleras van más a ciegas en este tipo de formaciones que pueden ser presalinas, como las de Brasil o las de la parte sur del Golfo de México, o subsalinas, como las del norte del Golfo de México o la parte estadounidense.

La perforación de un pozo en este tipo de áreas puede costar 100 veces más que uno en aguas poco profundas –menores a 500 metros de la superficie al lecho marino-. Así que fallar resulta más doloroso.

Si las compañías tienen suerte de encontrar petróleo, deben prepararse para realizar la mayor parte de la inversión y desafíos tecnológicos para convertirlos en proyectos rentables.

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Las firmas deben instalarse a cientos de kilómetros de las costas en lugares donde el lecho del mar puede encontrarse entre 500 a 3,000 metros de la superficie. Esto implica enfrentarse a condiciones climáticas extremas no sólo arriba del mar, sino en las profundidades.

“Las temperaturas en el lecho del mar van de los cero a los cuatro grados Celsius y a esto debes agregar la presión de tener toda esa cantidad de agua, primero, y la de tierra que hay hasta llegar al hidrocarburo”, dice Vidal.

Las empresas deben cuidar la estabilidad del pozo porque los cambios de temperatura y presión que van sufriendo al subir por las tuberías que instalan. Las corrientes marinas ponen a prueba la resistencia de toda la infraestructura que conecta el pozo con la superficie, por lo que se emplean tuberías flexibles que pueden llevar el crudo hacia la superficie.

Los técnicos que diseñan la perforación de los pozos también debe prepararse para condiciones extremas tanto al llegar al lecho marino, como al taladrar la tierra, porque los pozos deben anticipar las trampas de sal, que son capaz gruesas que suelen recubrir y aprisionar los yacimientos, y que son muy complicadas de traspasar.

Los ingenieros deben decidir si hacer el intento por quebrarlo, o mejor rodearlo hasta encontrar otra salida para el hidrocarburo. En este punto hablamos de una etapa crucial de la exploración porque estas capaz salinas –sean subsalinas o presalinas- son sólo un indicativo de que algo está atrapado, pero no siempre se trata de petróleo, y en cada pozo se invierten millones de dólares pero en cerca de tres de cada 10 perforaciones, hay suerte de encontrar crudo que valga la pena sacar.

El costo diario para rentar una perforadora regular para trabajos en aguas poco profundas ronda ahora casi los 80,000 dólares por día, según datos de la consultora IHS Markit. Pero una embarcación semisumergible, como las que usa Pemex en sus proyectos de aguas profundas, llegóa costar casi 300,000 dólares por día cuando los precios del crudo superaban los 100 dólares, y hoy superan los 200,000 dólares por día, según datos de la consultora internacional.

Si todo ha salido bien hasta este punto, llegó la hora de llamar a la artillería pesada para sacar el petróleo.

Las mega embarcaciones conocidas como FSPO, un tipo de barco diseñado para cargar con la producción, y el procesamiento en sitio, permiten llevar el hidrocarburo directo hasta la costa sin la necesidad de construir ductos.

El EGINA, uno de los FSPO más grandes del mundo de la petrolera francesa Total, tiene 330 metros de largo y 34 metros de alto, puede almacenar 2.3 millones de barriles y está conectado 44 pozos en las costas de Nigeria. Total usa este equipo en el campo del mismo nombre que descubrió en 2003 y apenas a finales del año pasado inició su operación, es decir, casi 15 años después.

La petrolera estatal brasileña Petrobras es otro de los grandes jugadores en este tipo de embarcaciones como en el campo de Lula, el primer gran descubrimiento costas a fuera en la zona del Presal.

¿Por qué Pemex se ha dado por vencido?

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) estima que existen 23,900 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en aguas profundas, cerca del 21% del total de las recursos prospectivos del país. Pero tras decenas de intentos de perforación de pozos, y cientos de miles de millones de pesos gastados, la petrolera nacional aún no ha logrado sacar petróleo de este tipo de proyectos.

Pemex ha perforado poco más de 30 pozos en aguas profundas entre 2012 a la fecha, según datos de la CNH. Estos esfuerzos apenas le han valido para certificar que sí existen reservas de hidrocarburos en algunos proyectos como el de Lakach, un campo con grandes cantidades de gas natural, un producto que se encuentra muy barato en el mercado y que hace poco atractivo al proyecto.

Pemex inició su exploración en aguas profundas desde 2003, pero hasta la fecha poco ha logrado.

Los proyectos en aguas profundas suelen tomar más de una década en traer beneficios, aún más cuando se realizan en zonas no exploradas con anterioridad. Pemex ha destinado 213,000 millones de pesos a este tipo de exploración entre el 2000 a 2018, lo que representó el 32% de su presupuesto en ese periodo, según datos de su Plan de Negocios .

La clave en estos proyectos en cualquier parte del mundo es que ninguna empresa va sola, dice Vidal. El campo de Lula en Brasil lo descubrió la petrolera inglesa BP Group, luego adquirida por la gigante petrolera Shell. Además cuenta con la participación del grupo energético portugués Galp Energía.

Pemex había iniciado este camino de compartir el riesgo para ir a aguas profundas con la asociación para explotar el campo de Trión con la firma australiana BHP Billiton. Además había ganado algunos bloques en las rondas petroleras en aguas profundas, pero la secretaría de Energía, Rocío Nahle, el director general de Pemex, Octavio Romero, y el presidente han decidido que no gastarán en estos proyectos, y que se concentrarán en las aguas poco profundas. Pemex no quiere gastar más dinero y años en proyectos donde otros países siguen su marcha.