El rápido avance de la tecnología está revolucionando la industria del petróleo y abasteciendo al mundo de energía 'barata'. Los ejemplos son múltiples: reservas de crudo que antes eran inalcanzables porque se encontraban en zonas profundas de la tierra ahora brotan sin descanso;
el petróleo de esquisto o shale oil que hace años no resultaba rentable ahora supone una de las fuentes de energía más importantes de EEUU o Argentina; el crudo que se encontraba en
aguas ultra-profundas y que hace años era considerado como imposible de extraer, hoy se explota de forma segura y rentable en Brasil,
Guyana o África con unos pozos cada vez más profundos. La historia no acaba aquí. Dos de las mayores petroleras del mundo han anunciado hace unas semanas un nuevo avance o logro: la extracción de crudo de un yacimiento que presenta una presión ultra-alta, algo que resultaba imposible de realizar con garantías.
Las empresas que han logrado este hito han sido la americana
Chevron y la francesa TotalEnergies, que han unido sus fuerzas para 'romper' el lecho marino y desbloquear miles de millones de barriles de petróleo en el Golfo de México,
usando una tecnología conocida como 20k (en referencia a los 20.000 PSI que es capaz de manejar que se explicarán a continuación), extrayendo el petróleo y gas natural de uno de los primeros proyectos de presión y temperaturas ultra-altas en todo el mundo.
Existe cierto consenso a la hora de considerar como presión ultra-alta a todo campo de petróleo o gas donde la reserva de crudo está a una presión de más de 12.500 libras por pulgada cuadrada o PSI. Estas clasificaciones provienen de estándares tecnológicos, es decir, de la capacidad de los componentes involucrados en el proceso de perforación y extracción para manejar las condiciones del pozo.
Se llaman pozos APAT (Alta Presión Alta Temperatura) o HPHT (High Pressure High Temperature) a aquellos cuyos valores de temperatura de fondo y de presión estática, presentan una magnitud que sea considerada como fuera de los rangos considerados más habituales, que no suele superar las 12.500 libras por pulgada cuadrada señalada anteriormente. Este tipo de pozos de gran presión y temperatura son peligrosos.
Pues bien, el petróleo extraído pertenece a un campo que presenta presiones de 20.000 libras por pulgada cuadrada (PSI) y unas temperaturas extremadamente elevadas. Estos niveles de presión son alrededor de un tercio más alto que cualquier otro pozo explotado anteriormente. De este modo, en el proyecto Anchor, con una inversión de 5.700 millones de dólares, se emplea un equipo especialmente diseñado por las empresas de servicios petroleros NOV y Dril-Quip, junto a buques de perforación de tras*ocean. Con todo este equipamiento se ha logrado extraer petróleo de donde antes parecía imposible.
De este modo, la segunda mayor petrolera de Estados Unidos
comenzó a bombear desde el primer pozo de Anchor a finales de agosto, mientras que el segundo ya está perforado y cerca de estar listo para entrar en funcionamiento, aseguraba Bruce Niemeyer, director de exploración y producción de petróleo de las Américas.
El riesgo del petróleo en campos de alta presión
Cabe recordar que este tipo de operaciones son extremadamente peligrosas, por lo que se requieren equipos muy sofisticados y caros. Una explosión en 2010 en el proyecto Macondo del Golfo de México mató a 11 trabajadores, contaminó las pesquerías y cubrió las playas de la zona con petróleo. tras*ocean era el operador del desafortunado buque Deepwater Horizon y BP era el propietario del proyecto Macondo. Ambos están involucrados en el desarrollo de nuevos pozos de alte presión en la actualidad.
Fuentes de la industria del petróleo revelan a
elEconomista.es que "el problema de los yacimientos con altas presiones es cómo manejarlos. Necesitas contrarrestar la alta presión
durante la perforación y luego durante la producción, lo cual suele encarecer el proyecto", señalan.
Hoy, la industria está empleando nuevos buques de perforación y equipos que han sido creados para hacer frente a las presiones extremas que en el caso de este nuevo proyecto son un tercio mayor que las encontradas en la falla de Macondo. "La industria ha hecho su parte para entregar los barriles de manera segura, con la nueva tecnología", aseguraba Mfon Usoro, analista principal que se enfoca en las operaciones del Golfo de México en la firma de investigación Wood Mackenzie.
El nuevo equipo promete que Anchor y proyectos similares operado por Beacon Offshore Energy y BP
sumen un total combinado de 300.000 barriles de petróleo nuevo y pondrán 2.000 millones de barriles de petróleo estadounidense que previamente no estaban al alcance de los productores, al menos teóricamente. Cuando algo parece imposible, la tecnología lo hace realidad. Esto supone un nuevo espaldarazo para aquellos que opinan que el petróleo nunca se va a acabar. Aunque la cantidad de crudo en el mundo es limitada, cada vez son más las técnicas y los métodos para extraerlo de forma insospechada. Esto supone que un petróleo que antes no se tenía en cuenta (no se contabilizaba como reservas probadas) ahora está disponible para el 'mundo'.
El Golfo de México revive
"Estos campos de presión ultra-alta van a ser un gran impulsor del crecimiento de la producción en el Golfo de México", aseguraba Usoro en declaraciones a
Reuters. El Golfo de México ha producido por debajo del nivel récord de 2019 que se sitúa en los 2 millones de barriles por día, y el petróleo adicional podría ayudar a que la región vuelva a su producción máxima.
Es más, la propia Agencia de la Información de la Energía de EEUU (EIA) ha publicado este mes un informe en el que revela que la producción en el Golfo de México se mantendrá gracias a los nuevos yacimientos y los nuevos campos de petróleo. "Pronosticamos que se producirán 1,8 millones de barriles por día (b/d) de petróleo crudo en el Golfo de México en 2024 y 1,9 millones de b/d en 2025, en comparación con 1,9 millones de b/d en 2023... Con estos volúmenes, el Golfo de México contribuiría con alrededor del 14% de la producción de petróleo de EE. UU. y el 2% de la producción de gas natural comercializada en EEUU. Los expertos de
la EIA esperan que 12 nuevos campos comiencen a producir en el Golfo de México durante 2024 y 2025, "sin los cuales esperaríamos que la producción del Golfo de México disminuyera".
Más allá de Chevron, también resultan destacables los planes de BP. La petrolera tiene su propia tecnología para operar en campos de alta presión con la que espera poder explotar alrededor de 10.000 millones de barriles. El primer proyecto en el que tuvo que lidiar con una gran presión fue el de Kaskida, descubierto en 2006. Este yacimiento, aunque jugoso, fue apartado por BP debido a la falta de tecnología para extraer crudo con seguridad en un campo de este tipo.Asi
Los campos petrolíferos de alta presión y alta temperatura similares al anterior y al que está trabajando Chevron se beneficiarían de la mejora de la tecnología 20k. Las mejoras de esta tecnología abren la puerta recuperar más petróleo frente a las costas de
Brasil, Angola y Nigeria, según explica Aditya Ravi, analista de Rystad Energy. El Golfo de México será el campo de pruebas, pero el potencial es enorme.
Brasil tiene importantes desarrollos offshore que "son candidatos principales para la futura aplicación de la tecnología 20k debido a sus complejos entornos de alta presión y alta temperatura", asegura este experto.
