Descubrimientos recientes en aguas profundas cercanas a la línea fronteriza México-Estados Unidos

Macondo y sus impactos

Como se recordará, a finales de 2010 ocurrió la explosión de la plataforma Deepwater Horizon y el derrame de aceite que llegó a las costas. Mis colegas me interrogaban: “Todos los días en la televisión nos muestran la mancha negra destruyendo flora y fauna, ¿qué pasa? ¿Continuará esta carrera irrefrenable, profundizando el modelo fósil? ¿No hay alternativas? ¿Sólo los hidrocarburos pueden ofrecer energía?”

El presidente estadunidense, Barack Obama, parecía enfrentar a la poderosa British Petroleum, y parecía que se presentarían algunos cambios. La verdad es que, para las poderosas petroleras, lo del Macondo fue apenas un pequeño tropezón, y después de una moratoria de alrededor de 1 año, continuaron su carrera al Golfo profundo, incluso con más ímpetu.

2011: se levanta la moratoria; actividades de Shell y Exxon

Como dijimos, sólo vamos a repasar campos y pozos cercanos a la línea de la frontera. En 2011, apenas se levantó la moratoria, el conjunto de empresas que en abril de 2010 habían iniciado producción en las estructuras llamadas Cinturón Plegado Perdido, o simplemente Perdido, que comenzó con Great White, incorporaron otro campo, todavía más al Sur y más profundo: el Tobago. Poco después agregaron a Silvertip. Algunas fuentes, incluso, aseguran que también están explotando a otro todavía más pequeño, el controvertido Trident.

En el mapa 1 podemos ver en el extremo Sur a la izquierda, es decir, al Oeste, que un triángulo verde señala Perdido, el nombre del complejo en el que se ubican los campos Great White, Silvertip y Tobago, operados por la Shell, con participación de Chevron y la British Petroleum (BP).

En 2011, otro acontecimiento ocupó las primeras planas de la prensa petrolera mundial. Exxon, una de las más grandes petroleras, regresó a un campito que tenía taponado; su nombre es Hadrian y, en ese año, anunció que en extensiones de Hadrian había descubierto “el yacimiento más importante en 1 década”. En el mapa 2 se observa su ubicación.

Según la prensa gringa, Hadrian, ubicado en un área llamada Keathley Canyon, descubrió reservas de 700 millones de barriles de crudo equivalente. Recordemos al lector –que no tiene por qué estar enterado de detalles– que en la historia del Golfo de México, antes de Hadrian, el Thunder Horse, descubierto en 1999, fue reportado con 1 mil millones de barriles.

Más adelante, en otras ilustraciones mejoraremos la información sobre su ubicación y volveremos sobre este campo, ahora en desarrollo.

2012: inicia operaciones un complejo operado por Petrobras

Apenas comenzando 2012, en marzo, Gustavo Amaral, vicepresidente de Petrobras America’s Upstream, anunció el arranque de producción en un nuevo complejo. Éste se ubica en un área llamada Walker Ridge y comprende dos campos: el Chinook, que comenzó a producir en marzo, como ya anotamos, y Cascade, que se incorporó en septiembre del mismo año. La ubicación de los dos campos puede verse en el mismo mapa 2.

2013: el primer pozo descubridor en la dona occidental

Como se recordará, en el área limítrofe permanecían dos espacios sin delimitar. Uno de ellos, la Dona Occidental, fue dividido entre México y Estados Unidos, y durante la negociación estuvo vigente una moratoria en una franja, a uno y otro lado de la frontera. Finalmente, en febrero de 2012, el proceso culminó con la firma del Acuerdo sobre Yacimientos Transfronterizos, firmado en Los Cabos, Baja California, por la doctora Patricia Espinosa Cantellano e Hillary Clinton, secretaria de Relaciones Exteriores y secretaria de Estado, de sus respectivos países.

Apenas 1 año más tarde de la firma del acuerdo y el levantamiento de la moratoria, una pequeña petrolera, de las llamadas “independientes”, Anadarko, perforó el primer pozo dentro de la Dona. Lo llamó Phobos (Miedo), pero con tal acierto que resultó descubridor.

Debemos aclarar que para entonces Estados Unidos cambió el nombre y ahora, a la antigua Dona, dividida en bloques, la denominan Sigsbee Escarpment y Amery Terrace.

Desde luego Phobos, por ahora, es un pozo aislado, y no ha iniciado producción, lo que seguramente ocurrirá cuando otros pozos productores permitan una explotación comercial.

La ilustración 3 muestra el detalle de varios bloques que coinciden en los límites de cuatro áreas: Keatlen Canyon y Walker Ridge y las nuevas Sigsbee Ecarpment y Amery Terrace. Pueden verse diversas localizaciones de perforación, como Spartacus y Marcus. La primera resultó “hoyo seco”, la segunda no ha sido perforada.

Como adelantamos, también aparece en Keathley Canyon en el extremo Noroeste, el campo Hadrian marcado con color rojo, ya que finalmente resultó ser un gran campo de gas, señalado como South Hadrian; el campo Lucius, descubierto en 2009 y, en el extremo Sur, aparece Phobos como “prospecto”.

Mostraremos ahora un mapa de la casi totalidad del sector gringo en el Golfo de México (mapa 4), donde se ha realizado exploración y producción; no aparecen las aguas adyacentes a la península de Florida porque en ellas no hay actividad petrolera, continúan en moratoria, aunque los republicanos, ahora con el control del Congreso, pretenden levantarla.

Puede verse el trazo de la Dona Occidental antes de su distribución.

Al Norte se encuentra el pozo Tiber a su lado Gila y Guadalupe. Tiber no es contiguo a la frontera, pero merece unas líneas pues tiene características interesantes. Es el yacimiento descubierto en la mayor profundidad en el mundo: 10 mil 685 metros (casi 11 kilómetros), también adquirió celebridad porque fue el último pozo exitoso perforado por la plataforma Deepwater Horizon, en 2009, el siguiente fue el pozo Macondo cuya explosión destruyó y hundió los restos de la plataforma en 2010.

Me interesa destacar que cada pozo exitoso ha sido acompañado de una publicidad exagerada. En el caso de Tiber, The New York Times anunció como reserva descubierta 1 mil millones de barriles y, algunos medios, hasta 3 mil millones de barriles de aceite. El propio Andy Inglis, jefe de exploración y producción de BP moderó las cifras; no negó que Tiber fuera un campo gigante, pero advirtió: “Queda mucho trabajo por hacer para confirmar el tamaño”, agregando que “la producción en profundidades extremas, a muy elevadas presiones y temperaturas es más desafiante que las tradicionales”.

Finalizó, en una célebre entrevista en The Financial Times, que “es poco probable que el campo se encuentre en operación antes de la segunda mitad de próxima década”.

2014: otro avance de Chevron; el campo Jack en producción

En la Navidad de 2014, Chevron anunció que los campos Jack y Saint Malo arrancaban producción, en la misma área de los brasileños Walker Ridge.

Para quienes estamos observando el desarrollo de las actividades petroleras, lo más notable es que, al fin, después de más de 11 años, se lograban resolver las dificultades para explotar el campo Jack, descubierto desde 2003 y, muy importante, que los datos sobre sus reservas de más de 10 mil millones de barriles, habían sido muy inflados; ahora, las revistas técnicas revelaban que los equipos para el proceso de la producción y su transporte tenían una capacidad de manejo, en el pico, de 90 mil barriles de aceite diarios. Jack es grande, es un gigante, pero, en esta etapa, se utiliza mucha propaganda exagerando la información; parecería que hay una guerra mediática que pretende convencer a la opinión mundial de que la “civilización” petrolera puede continuar otro siglo, como pregonó Obama en uno de sus informes sobre el Estado de la Unión Americana.

2015: Lucius, apenas descubierto en 2009, inicia producción

El pasado 19 de enero, apenas hace 2 meses, se publicó simultáneamente un boletín de prensa en tres ciudades: Houston, Brasilia y Milán: informó que iniciaban producción el pequeño Lucius y el gigante de gas Hadrian.

La simultaneidad del boletín obedeció a que en ellas están las oficinas de las empresas asociadas en Lucius: Anadarko, Petrobras y la italiana Ente Naizionale Idrocarburi (ENI).

Oil & Gas Journal, más sereno, envió la nota a interiores: “Oil production starts at Lucius”. Sus instalaciones fueron diseñadas para procesar 80 mil barriles diarios de aceite y 450 millones de pies cúbicos de gas, también diarios. Hacemos notar que esa cifra es la mitad de lo que México extrae en cuenca de Burgos.

Lo más notable es que en Lucius y Hadrian se acorta el ciclo entre descubrimiento y producción. Ya dijimos que el pequeño campo fue descubierto a fines de 2009, con reservas de apenas 100 millones de barriles. Luego, en 2011, con un simple side track (perforación de un tramo de pozo paralelo), se descubrieron extensiones que ampliaron las reservas a 300 millones.

¿Podemos desprender algunas conclusiones? ¿Qué significa este aceleramiento, que ocurre a pesar de que, desde 2009-2010, se presentaron los primeros signos de sobreoferta en Estados Unidos? Los centros metropolitanos, donde se deciden inversiones que pueden modificar el curso del mercado mundial, ¿se preparan para hacer frente a restricciones de oferta, en paralelo con un discurso de abundancia de suministros?

Aunque tenemos pendiente completar el repaso con datos sobre Trident, parecería que en la zona examinada se constatan cambios. En el pasado, hace unos 10 años, se creía que para que un descubrimiento en ultraprofundas fuera rentable, requería ser gigante. Ahora parece que las petroleras están pepenando cuanto hay.

Es necesario profundizar en las diferencias entre los proyectos de explotación de Jack, que demoró más de 10 años, y el proyecto Lucius, que pudo entregar resultados en la mitad del tiempo. La verdad aún no sabemos cuáles son las diferencias, pero la hipótesis con bases sólidas es que, en algunos puntos de la formación Wilcox, del Terciario Inferior, se han presentado problemas de arenamiento e interrupción del flujo en el sistema pozo-yacimiento, como en Jack y en el mexicano Trion-1. En el proyecto Lucius-Hadrian, el último ni siquiera pertenece a las Wilcox.

Para finalizar, la petrocracia que parece dominar el planeta, pretende que los éxitos gringos se pueden replicar fácilmente del lado mexicano. Abigail Ross Hopper, encargada de la institución reguladora de energía estadunidense, quien organiza las licitaciones en sus aguas territoriales, elogia las reformas energéticas “significativas” de México y pregona con frecuencia, que “sin duda, los recursos se sitúan a ambos lados de la frontera marítima”.

Estudios académicos recientes no coinciden con ese optimismo, aunque los resultados de Maximino delimitador, que en este mes de marzo conoceremos, podrían modificar un poco el escepticismo dominante. Esperamos abordar el tema en un próximo artículo.