La producción off shore en profundidad sólo asegura 2% de la producción mundial. Pero continuará pese al accidente de Deepwater Horizon, porque en esas zonas se ha realizado la mayor parte de los grandes descubrimientos recientes.
La producción off shore en profundidad sólo asegura 2% de la producción mundial. Pero continuará pese al accidente de Deepwater Horizon, porque en esas zonas se ha realizado la mayor parte de los grandes descubrimientos recientes.
¿Por qué la perforación costa afuera es tan compleja? ¿Cuáles son los procedimientos y los controles? En la memoria petrolera ha habido un antes y un después de Piper Alpha. Desde que esa plataforma de la compañía Occidental Petroleum explotó y se hundió en el Mar del Norte, en julio de 1988, provocando la muerte de 167 de las 229 personas que trabajaban en ella, no han dejado de reforzarse normas y controles en el universo del petróleo.
Aquel desastre fue sobre todo humano, porque Piper Alpha producía gas, lo que evitó una catástrofe medioambiental. “Safety first”, la consigna de “Primero la seguridad”, pintada a menudo con grandes letras, es ahora la orden del día en las plataformas. “Es la prioridad de las prioridades”, aseguran todos los responsables de estas fortalezas marítimas.
Y habrá un antes y un después de Deepwater Horizon. Además de once muertos que lamentar, el accidente es un desastre ecológico. “Es probable que acarree un reforzamiento de la reglamentación y de las normas técnicas para la producción petrolera en aguas profundas”, advierte Jean-Louis Schilansky, presidente de la Unión Francesa de Industrias Petroleras (UFIP). Pragmáticos, los estadounidenses van a extraer todas las lecciones: una inspección reforzada de las plataformas, pero también normas y controles más estrictos de los equipamientos, tal vez un derecho de perforación a mayor distancia de las costas.
Desafíos económicos colosales
En 1989, después del encallamiento del Exxon-Valdez, que generó una marea negra sobre 2 mil kilómetros de litoral en Alaska, la administración Bush reforzó la legislación sobre el transporte marítimo. Impuso sobre todo el uso de navíos de doble casco. El reemplazo de los barcos de casco simple sería acelerado en Francia tras el naufragio del Erika, en 1999.
El secretario estadounidense del Interior, Ken Salazar, anunció ahora la instalación de una comisión encargada de “verificar la seguridad de los otros sitios de extracción de petróleo y gas, reforzar nuestra supervisión de las prácticas del sector y examinar atentamente todos los temas que genera este desastre”.
Pero los desafíos económicos y financieros son de tal magnitud, en el momento en que el precio del petróleo oscila en torno de los 85 dólares el barril, que la actividad continúa en la zona de la marea negra. La actividad de las 30 plataformas de perforación y las 47 de producción proseguirá durante estas inspecciones. No obstante, los inspectores podrán decidir la paralización de esas operaciones si los explotadores no tienen ni los equipos ni los planes para controlar una fuga.
Fuertes desafíos técnicos
Las mareas negras siguen siendo excepcionales en relación con la importancia del tráfico petrolero: dos tercios de la producción de crudo se transportan a sus destinos por barco. La fuga en una boca de pozo de esta importancia “no tiene precedentes”, afirma un experto del Instituto Francés del Petróleo (IFP). No es tan así.
En junio de 1979, en el Golfo de México, una erupción de petróleo arrasó la plataforma Ixtoc Uno, explotada por cuenta de la compañía mexicana Pemex, a 80 kilómetros de las costas. Se necesitaron 295 días para detener aquel derrame que propagó, según las estimaciones, entre 470 mil y 1,5 millones de toneladas de crudo en la bahía de Campeche.
Las operaciones destinadas a detener el flujo de crudo se hicieron difíciles por las condiciones prevalecientes a mil 500 metros de profundidad. En esas profundidades, las líneas para anclar las plataformas son muy largas y muy pesadas. Las diferencias de temperatura también son considerables. El petróleo, mezclado con agua y gas, sale de los pozos a entre 80 y 100 grados Celsius, mientras que el agua tiene alrededor de cuatro grados.
El riesgo, temido por los petroleros, está en la formación de hidratos que tapan las canalizaciones y producen una detención muy prolongada (y, por lo tanto, muy costosa) de la producción. Se hace primordial el control de los equipos, asegurado por empresas especializadas, como la noruega DNV y la estadounidense ABS.
Fuertes necesidades de rentabilidad
Un ingeniero de una empresa contratista proveedora de British Petroleum (BP) y de Total recuerda que “los pozos son rigurosamente probados” antes de entrar a producción. En cuanto a los equipos, se prueban in situ, “para verificar su resistencia y su funcionamiento en el peor de los escenarios”. Especialmente el BPO (Blow Out Preventer), un dispositivo que se coloca en el cabezal de los pozos y destinado a contener toda fuga de petróleo. “BP es muy consciente del problema de seguridad. Tiene siete reglas de oro en la materia”, insiste este ingeniero.
Asociaciones ecologistas estadounidenses las ponen en duda. Han apuntado, sobre todo desde 2008, a los peligros que presentaría Atlantis, la plataforma gigante que BP puso en servicio ese año en el Golfo de México y cuyos sistemas de seguridad no serían del todo adecuados. El mismo ingeniero asegura que también se debe mejorar la manera en que los obreros y los técnicos de las plataformas piensan e integran la seguridad.
La presión financiera no los ayuda. “Primero es la seguridad, pero de inmediato viene la rentabilidad”, señala. Otro experto agrega que “la industria petrolera trabaja en condiciones técnicas cada vez más extremas, pero también con imposiciones de rentabilidad más y más fuertes: lo importante es tener desempeños más o menos iguales a los de la competencia: si ellos gastan 99 dólares, uno no debe gastar 100”.
La seguridad puede sufrir. Hacia un refuerzo de la seguridad. “El refuerzo de las normas de seguridad tendrá una incidencia sobre los costos de producción”, reconoce Schilansky. “Pero si ello conlleva una limitación de la producción off shore, tendrá sobre todo consecuencias sobre la capacidad global de producción”.
¿Hay que renunciar a proyectos en Indonesia, en Brasil, en Angola? “Eso tendría consecuencias para el equilibrio oferta-demanda. No se podría alcanzar los 100 millones de barriles diarios (versus los 85 millones actuales) necesarios para responder a la demanda en 2030”.
La producción off shore en profundidad sólo asegura 2% de la producción mundial. Pese al accidente de la plataforma Deepwater Horizon, ella continuará porque es en esas zonas donde las compañías petroleras (impedidas de entrar o refrenadas en numerosos países debido a un fuerte repunte de “nacionalismo petrolero”) han realizado la mayor parte de sus grandes descubrimientos recientes.
Fuera del Medio Oriente y de Rusia, las reservas probadas y probables se encuentran en el mar. Menos abundantes que en tierra, tienen la ventaja de estar “repartidas de manera más igualitaria a través del mundo”, indica la Agencia Internacional de Energía (AIE). Los avances tecnológicos (estudios sísmicos en tres dimensiones, perforaciones direccionales) permiten ampliar los límites de la exploración y la producción.
Y la geología aboga por el off shore: los fondos marinos tienen 70 millones de kilómetros cuadrados de cuencas sedimentarias susceptibles de contener el oro negro, de los cuales 30 millones a menos de 500 metros de agua. Lo mismo pasa con la superficie emergida de este tipo de cuencas. El Mar del Norte y el Golfo de México han sido las zonas pioneras; el Golfo de Guinea y Brasil tomaron el relevo.
Por Jean-Michel Bezat
11/05/10
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