| Rio de Janeiro, 16 abril – La era del petróleo, tal y como la hemos conocido, está a punto de alcanzar su cenit, y el sol de la abundancia se prepara a descender en su camino hacia el ocaso. Así lo señala la teoría del "Peak Oil", respaldada por académicos, petroleros y ecologistas, que sostiene que en algún momento de 2010 se llegará al punto máximo de la producción petrolera en el mundo, que comenzará a descender, junto con los descubrimientos de nuevos yacimientos de dónde extraer el hidrocarburo. Se trata de una pésima noticia para un planeta que no está preparado para usar un sustituto en gran escala, sobre todo en los sistemas de transporte, donde se concentra el mayor uso de los combustibles fósiles. Sin embargo, el fin de los días del petróleo liviano y muy barato está lejos de significar el fin de la era del petróleo. Al menos ésta es la apuesta de los sectores más dinámicos de la industria petrolera, que se vuelven con rapidez a hacia las tecnologías y proyectos que se concentran en petróleos muy pesados, extracción en aguas muy profundas y las nuevas tecnologías de recuperación en campos ya existentes, a fin de estirar las perspectivas de vida del oro negro. "El mundo tiene cerca de dos veces más oferta de petróleo pesado y bitúmenes que de crudo convencional", sostiene Eddy Isacs, director ejecutivo canadiense Alberta Energy Research Institute, de Canadá. De acuerdo con sus estimaciones, hay disponibles entre ocho y nueve billones (millones de millones) de barriles equivalentes de bitúmenes y crudo muy pesado, 10% de los cuales sería aprovechable con las tecnologías actuales y en desarrollo. Esa medida arrojaría una cifra aproximada de 900,000 millones de barriles recuperables, equivalente a la suma de todas las reservas probadas de los socios de la OPEP. Uno de los mejores botones de muestra de esta tendencia está justamente en la provincia canadiense de Alberta: en un área de 140,000 kilómetros cuadrados (un poco menos que la superficie del estado de Coahuila) se encuentran los depósitos de arenas bituminosas (también conocidas como arenas de alquitrán) de Athabasca, Peace River y Cold Lake. Ahí hay una enorme cantidad de bitumen, una forma más viscosa de petróleo, que conforma la mayor reserva probada de hidrocarburos del mundo fuera del Oriente Medio. Pero sólo desde 1996 es posible refinarlo y explotarlo de forma comercial. "La innovación ha sido la clave para el desarrollo de los inmensos y complejos recursos de las arenas bituminosas canadienses", dijo un reporte del Alberta Energy Research Institute, el mayor centro de estudios sobre esta riqueza. Estos depósitos han alcanzado su potencial para abastecer de petróleo a los mercados mundiales. Hoy, Canadá produce 1.1 millón de barriles diarios de crudo extraído de los arenales, y espera que esa cifra se eleve a 3.5 millones en 2020. Se requerirán tecnologías de segunda y tercera generación para aumentar el valor de este hidrocarburo para producir un combustible limpio y derivados petroquímicos. No es fácil, porque el bitumen, tal y como se presenta en Alberta, está mezclado con arcilla y arena, por lo que se aprovecha apenas 18% del hidrocarburo. Además, se necesita un proceso muy complicado para extraerlo. En el depósito de Athabasca, por ejemplo, el mineral se retira a cielo abierto, en minas de 75 metros de profundidad, con maquinaria pesada y camiones de 400 toneladas. Luego se licua y se centrifuga el barro, antes de viajar a través de tuberías hasta las plantas de proceso, de donde saldrá el crudo sintético, como se denomina al resultado de esta operación. El problema es que, por cada barril de bitumen que se extrae, hay que gastar de dos a tres barriles de agua fresca lo que, junto con la contaminación del suelo, provoca protestas de los ecologistas y vecinos, y obliga a las empresas a invertir en tecnología para reducir los desperdicios. Además, el proceso tiene retos tecnológicos para reducir el uso de gas natural, las emisiones de CO2 y los costos de capital. No obstante, las posibilidades dan impulso a una veintena de proyectos con inversiones millonarias, a cargo de grandes petroleras tradicionales, sobre todo de Canadá, Estados Unidos, Francia, Japón y el Reino Unido, para explotar este petróleo, lo que es viable si el precio del barril está por encima de 40 dólares. Uno de los países que podrían verse más beneficiados con estos avances es Venezuela: en la Faja del Orinoco tiene unos 270,000 millones de barriles en reservas en bitumen que, cuando se desarrolle la tecnología adecuada, se sumarán a los 85,000 millones de barriles de petróleo convencional. Hoy el país está retrasado: sólo produce 550,000 barriles diarios de crudo sintético, pese a que sus bitúmenes y crudos muy pesados son mucho más accesibles, desde el punto de vista físico, y su extracción es más barata por los métodos tradicionales que en Canadá. Las principales tecnologías para aprovechar esos crudos muy pesados fueron desarrolladas y aplicadas por transnacionales como las estadounidenses Exxon Mobil, ConocoPhillips y Chevron, la francesa Total, la inglesa British Petroleum, la noruega Staoil, además de la propia Petróleos de Venezuela, que hoy tiene control operativo y financiero de todos esos proyectos, una situación que, no obstante, ha retrasado el desarrollo de esta explotación. La petrolera estatal lleva a cabo una campaña con socios internacionales para certificar esas reservas, que la llevarán a superar a Canadá y Arabia Saudita en el lugar de honor de las mayores reservas de hidrocarburos del mundo. Pero las innovaciones más interesantes están en el fondo del mar. Bajo el subsuelo marino hay una gran cantidad de hidrocarburos que muchos buscan explotar, un plan en el que se invirtieron 193,000 millones de dólares en 2006 y se espera que llegue a 248,000 millones en 2010. De acuerdo con un reciente estudio de la consultora Douglas-Westwood, la producción mundial en los campos offshore equivale hoy a 43 millones de barriles diarios: es decir, la mitad del total mundial, y crecerá hasta 53 millones en 2010. Gran parte de ese crecimiento vendrá de lo que se logre extraer de aguas profundas y muy profundas. Gracias a una combinación de las tecnologías digital, robótica, de plataformas marinas, estaciones flotantes de almacenamiento, buques de apoyo y sistemas submarinos, sísmica tridimensional, taladros y tuberías que siguen la nueva senda submarina del oro negro, cada vez está más cerca del alcance. "Las fuerzas del mercado offshore guían a la industria petrolera en busca de nuevas tecnologías de reducción de costos, y se fortalecen otras innovaciones comerciales", dijo Michael R. Smith, autor del estudio de Douglas-Westwood. Hoy, es posible operar con toda tranquilidad yacimientos hasta ocho veces más profundos que los trabajados hasta hace apenas 10 años, gracias a la perforación de pozos horizontales y a la inyección vertical de agua y gas para mantener la presión de los yacimientos. La empresa paraestatal brasileña Petrobras es una de las que más han avanzado en esta tecnología. Sus técnicas, que se perfeccionaron durante décadas, incluyen además el aislamiento y calentamiento de ductos submarinos para facilitar la circulación de petróleo desde aguas que alcanzan 5 grados Celsius. Gracias a ello, hoy es la petrolera con mayor volumen de producción (70%) en aguas profundas (más de 400 metros) y muy profundas (hasta 3,000 metros), en todo el planeta. Ahora desarrolla tecnologías para reducir costos colocando equipos submarinos de 200 toneladas a 3,000 metros de profundidad, en el lecho marino. Esta tecnología le permitió sacudir hace poco el mercado, al anunciar una nueva provincia y, en ella, al menos un campo gigante, bautizado Tupi, a unos 7,000 metros de la superficie marina, bajo una placa de dos kilómetros de sal. Con reservas entre 5,000 y 8,000 millones de barriles de crudo liviano recuperable, Tupi alcanzaría para elevar cerca de 50% las reservas probadas de Brasil, que hoy ascienden a 14,000 millones de barriles. "Los descubrimientos del tamaño de Tupi son relativamente raros, pero apoyan el punto de vista de que el abasto global de hidrocarburos líquidos crecerá de manera significativa en los próximos 10 años", dijo Peter Jackson, director de Petróleo de Cambridge Energy Research Associates, una de las consultoras mundiales de energía más influyentes. En enero pasado, Petrobras también anunció el descubrimiento de un campo gigantesco de gas natural, bautizado "Júpiter", a 37 kilómetros de Tupi y a 5,250 metros de profundidad. Ambos bloques son sólo una fracción de la nueva provincia petrolera, de 1,600 kilómetros cuadrados, a gran profundidad y más allá de una formación geológica salina, llamada "pre sal". De confirmarse la riqueza de toda esa provincia, Brasil podría convertirse en potencia petrolera a largo plazo, con reservas de 80,000 millones de barriles, más o menos las de Libia o Nigeria. Otros gigantes, como StatoilHydro y Exxon Mobil, también buscan crudo en aguas profundas en otras partes del mundo, y hace poco anunciaron en el Golfo de México, al sureste de Nueva Orleans, el descubrimiento, de un yacimiento a 9,500 metros de profundidad, incluyendo 2,000 metros de "lámina de agua". La propia Petrobras también busca petróleo en el Golfo de México, donde opera los campos Cascade y Chinook en profundidades de agua de entre 2,300 y 3,000 metros. Para los países de la región, los avances en el descubrimiento de petróleo submarino también podrían traer buenos resultados. México, Cuba, República Dominicana, Colombia y Argentina, entre otros, han licitado o planean ofrecer bloques marinos para la exploración de riesgo en sus aguas profundas y muy profundas. El fuerte interés de las petroleras en estas ofertas no sólo revela que hay más tesoros en el fondo del mar. También indica que la innovación y la investigación de las petroleras seguirán extendiendo la vida de los hidrocarburos en el mundo. Copyright © 2008 Dow Jones & Company, Inc. All Rights Reserved |
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