Este texto se publicó originalmente el 27 noviembre de 2019
El gigante energético Chevron no presume ser pionero, pero sí experto en la exploración y producción petrolera en las profundidades del océano. Su portafolios internacional en esta área se ha consolidado con fuerza en Estados Unidos, Nigeria y Brasil, mientras comienza a explorar bloques en Filipinas.
Tan sólo en la parte estadounidense del Golfo de México, la compañía produjo 186,000 barriles diarios de petróleo crudo, 105 millones de pies cúbicos (poco menos de 3 millones de metros cúbicos) de gas natural y 13,000 barrilles líquidos de gas natural, principalmente de sus campos Jack St. Malo, Tahití, Perdido, Tubular Bells, Blind Faith y Mad Dog, durante 2018, y la expectativa de crecimiento sostenido en los siguientes años.
Esta frontera industrial (que comienza con profundidades marinas de, al menos, 500 metros, pero que puede rebasar los 3,000) está minada por condiciones climáticas extremas: agua congelada, presiones aplastantes y oscuridad casi absoluta, por lo que depende de la vanguardia tecnológica para extraer hidrocarburos.
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A fin de paliar estas dificultades, Chevron ha forjado una alianza con la compañía del multimillonario Bill Gates, Microsoft, para trabajar en el análisis de datos y apoyarse en su nube, además de usar sus dispositivos HoloLens (lentes de realidad aumentada que conectan a su personal en campo con expertos en otras partes del mundo mediante auriculares holográficos) y resolver problemas técnicos en sus campos petroleros.
También cuenta con centros integrados de soporte de decisiones, establecidos en todas sus unidades comerciales del planeta, aprovechando los datos recopilados por la empresa. Por ejemplo, su Centro de Apoyo para la Decisión de Perforación y Terminaciones monitorea la perforación de todos sus pozos complejos en todo el mundo y centraliza procesos clave, como la dirección geográfica.
“En algún momento, fuimos pioneros y descubrimos el yacimiento más profundo. A los dos meses, otro operador descubrió [otro] en un lugar más profundo. Es lo que queremos que pase en México: [que haya] suficiente actividad en aguas profundas para que la industria se consolide”, declara, en entrevista con Forbes México, la directora general del gigante energético para México, Evelyn Vilchez.
La directiva explica que ha habido muchos avances en el trabajo en el fondo del mar, incluida la robótica en bloques con tirantes de agua de hasta 3,000 metros.
“Todo se maneja con robots. Son proyectos que parecen del futuro, de la NASA, En nuestro centro de operaciones, ves todos esos robots haciendo las conexiones, y dices: ¡Guau!”, comenta.
Consolidación Mexicana
En aguas profundas, México posee recursos prospectivos (aquellos de los que existe evidencia, pero que aún no pueden considerarse como descubrimientos) por 27,900 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 53% del total convencional, de acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
“En México, hay potencial para incrementar la producción en el largo plazo. Creemos que hay suficiente prospectividad en el subsuelo, equivalente o parecida a la del lado norte de Estados Unidos”, dice la directiva.
Durante los sexenios panistas de Vicente Fox Quesada y Felipe Calderón Hinojosa y en el periodo priista de Enrique Peña Nieto, Pemex invirtió 11,200 millones de dólares (mdd) en exploración de esta área frontera sin extraer una sola gota de crudo.
“Los esfuerzos de Pemex por incursionar en proyectos en aguas profundas no han rendido, a la fecha, los resultados esperados”, reconoció la compañía estatal en su plan de negocios 2019-2023.
Los principales obstáculos en aguas profundas son los altos costos de perforación, pues un pozo exploratorio cuesta, al menos, 100 mdd, y el tiempo que requiere el desarrollo de estos proyectos se estima entre siete y 15 años, de acuerdo con el regulador mexicano, es decir, la CNH.
La empresa estadounidense, con un valor de mercado de 228,300 millones de pesos (mdp), obtuvo dos contratos en aguas profundas durante las rondas petroleras 1.4 y 2.4, organizadas durante la administración de Peña Nieto, a partir de su reforma energética, que abrió ese sector a la iniciativa privada.
El bloque tres, obtenido en la primera fase de subastas petroleras, se ubica en la cuenca Plegado Perdido, en aguas del estado de Tamaulipas.
Este contrato tiene una extensión de 1,687 km2, con recursos prospectivos de aceite ligero estimados en 971 millones de barriles, una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades de hidrocarburos recuperadas igualarán o excederán el volumen calculado (P50) y una cobertura sísmica en tercera dimensión (3D) de 100%.
Chevron es el operador del contrato en consorcio con la japonesa Inpex y la propia Pemex.
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El otro contrato ganado, el bloque 22, ubicado en Cuenca Salina, en aguas de Campeche, también lo obtuvo en consorcio con Pemex e Inpex. El área mide 2,879 km2 de extensión, dos veces el tamaño de la Ciudad de México, con una cobertura sísmica 3D de 36%. El tipo de hidrocarburo a obtener es aceite pesado.
En mayo de 2019, la compañía recibió la aprobación de la CNH para operar el plan de exploración
de dicho contrato.
En su escenario base, la firma propuso la compra, el procesamiento y el reprocesamiento de sísmica 3D por 3,000 kilómetros, ocho estudios exploratorios y la perforación de un pozo. La petrolera estimó una inversión de 215 mdd, de los cuales, 70% será para la perforación de un pozo. En caso de éxito, Chevron prevé hacer un pozo adicional con inversiones que se elevarían a 354 mdd.
Su último movimiento fue la compra de 40% de participación en tres contratos de Shell, que ganó en la subasta petrolera 2.4.
“Adquirimos 40% de las tres licencias que ganó [Shell] en ronda 20, 21 y 23, ubicadas al norte de nuestro bloque 22. Con esto, consolidamos nuestra posición en Campeche, lo que indica que [es ahí donde] creemos que está el potencial. Son áreas inexploradas”, señala Vilchez.
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En el área de Perdido es más viable que Chevron utilice parte de su infraestructura, principalmente de transportación (por ejemplo, tuberías), que ahora está en el lado estadounidense.
“En plataformas, no estoy tan segura de que [la infraestructura que está del lado estadounidense] se pueda mover. Una unidad de producción flotante o FPSO es más probable [que se mueva]. No hemos llegado ahí, pero, al tener una unidad de negocio tan fuerte como la del Gofo de México, va a ser ventajoso”, explicó.
Vilchez también recuerda que el riesgo geológico es muy alto. “Estamos trabajando para perforar pozos a sabiendas de que 0% de los trabajos tendrá éxito. En [actividades de] exploración, todo es muy incierto porque todo es nuevo”.
Chevron reconoce que necesitará un equipo técnico más grande en los 8,000 km2 de área y en la gerencia de gestión y manejo de sociedad con Pemex, Inpex y, ahora, con la compañía de origen neerlandés Shell, que preside Alberto de la Fuente.
Pero, la ruta de trabajo exige al gigante estadounidense entender no sólo la extensión del área, sino la profundidad, si la geografía es irregular (montañosa), y si hay recubrimientos de sal, además de los retos habituales, como la densidad del petróleo y otras 69 características adicionales.
Si Chevron logra un descubrimiento comercial, empieza la fase evaluatoria, desde traer un barco que realice actividades de producción, almacenamiento y descarga de petróleo (FPSO, por sus siglas en inglés) o cabezales de pozo, además de enviar una tubería al mercado, hasta realizar el análisis de una sociedad con otros stakeholders para crear un hub de desarrollo.
“Después de eso, llega el momento mágico: la primera gota de petróleo”, expresa.
Se habla de que el periodo que va desde el descubrimiento hasta la extracción puede durar entre ocho y 10 años.
Sin embargo, compañías, como Exxon, BP, Shell y la propia Chevron, quienes son los grandes jugadores (incluso en proyectos de aguas profundas), tratan de acortar los tiempos y algunas lo han logrado: ahora se habla de cinco a ochos años de proceso.
Menos burocracia
Chevron dice que ha trabajado como industria, a través de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), para difundir mejores prácticas a fin de simplifcar regulaciones, sin eliminar revisiones ni auditorías. “Sim- plemente, eliminar burocracia”.
Vilchez ejemplifica con un proceso famoso dentro de la industria: el Sistema de Administración de Seguridad Indus- trial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente (SASISOPA), una autorización con la que el gobierno mexicano permite la figura de operador petrolero.
Este proceso evalúa el modelo de seguridad industrial y protección al medio ambiente. La Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) y el operador emiten un documento para establecer un plan que permita mitigar riesgos, en términos de seguridad y protección al medio ambiente.
“Lo digo en un minuto, pero son 400 páginas de documentos, porque así está escrito y ha sido así históricamente. En otros países, tenemos el mismo nivel de escrutinio y cuidado; sin embargo, esa documentación… no sé cuánto [sea] exactamente, pero es mucho menos”, comenta.
Chevron conoce en cabeza propia los riesgos de un accidente. Durante 2011 y 2012, enfrentó dos derrames en aguas profundas brasileñas, que le costaron, al menos, 28 millones de dólares.
Vilchez adelanta que Amexhi tiene una iniciativa para facilitarle información a ASEA, a fin de que conozca cómo se elabora esta documentación en otros países, con menos recursos administrativos a cuenta de las autoridades y las empresas y, por tanto, “más económicos para el país”.
¿Más campos en México?
La ceo de Chevron Energía México menciona que cuenta con un equipo que constantemente está evaluando oportunidades en todas partes del mundo.
En octubre de 2019, la petrolera privada ganó unos campos durante la subasta petrolera número 16 en Brasil. Fueron cinco bloques, dos de ellos como operador y, en el resto, como integrante de consorcios. “Si hay opciones para participar en licitaciones o en algunos concursos, es probable que lo evaluemos”, comenta.
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El gobierno del presidente Andrés Manuel López Obrador canceló las rondas petroleras en México progra- madas para este año. Primero esperará resultados concretos de la iniciativa privada, a la cual fijó una meta productiva de 280,000 barriles diarios hacia 2024, antes de reactivar más subastas. Hasta septiembre, la industria privada produjo 44,000 barriles diarios y espera cerrar este año con una plataforma de 50,000 barriles.
“Estamos en México porque queremos descubrir los recursos energéticos de las generaciones del futuro”, aseguró Vilchez.
El bloque tres, obtenido en la primera fase de subastas petroleras, se ubica en la cuenca Plegado Perdido, en aguas del estado de Tamaulipas.
Este contrato tiene una extensión de 1,687 km2, con recursos prospectivos de aceite ligero estimados en 971 millones de barriles, una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades de hidrocarburos recuperadas igualarán o excederán el volumen calculado (P50) y una cobertura sísmica en tercera dimensión (3D) de 100%.
Chevron es el operador del contrato en consorcio con la japonesa Inpex y la propia Pemex.
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El otro contrato ganado, el bloque 22, ubicado en Cuenca Salina, en aguas de Campeche, también lo obtuvo en consorcio con Pemex e Inpex. El área mide 2,879 km2 de extensión, dos veces el tamaño de la Ciudad de México, con una cobertura sísmica 3D de 36%. El tipo de hidrocarburo a obtener es aceite pesado.
En mayo de 2019, la compañía recibió la aprobación de la CNH para operar el plan de exploración
de dicho contrato.
En su escenario base, la firma propuso la compra, el procesamiento y el reprocesamiento de sísmica 3D por 3,000 kilómetros, ocho estudios exploratorios y la perforación de un pozo. La petrolera estimó una inversión de 215 mdd, de los cuales, 70% será para la perforación de un pozo. En caso de éxito, Chevron prevé hacer un pozo adicional con inversiones que se elevarían a 354 mdd.
Su último movimiento fue la compra de 40% de participación en tres contratos de Shell, que ganó en la subasta petrolera 2.4.
“Adquirimos 40% de las tres licencias que ganó [Shell] en ronda 20, 21 y 23, ubicadas al norte de nuestro bloque 22. Con esto, consolidamos nuestra posición en Campeche, lo que indica que [es ahí donde] creemos que está el potencial. Son áreas inexploradas”, señala Vilchez.
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En el área de Perdido es más viable que Chevron utilice parte de su infraestructura, principalmente de transportación (por ejemplo, tuberías), que ahora está en el lado estadounidense.
“En plataformas, no estoy tan segura de que [la infraestructura que está del lado estadounidense] se pueda mover. Una unidad de producción flotante o FPSO es más probable [que se mueva]. No hemos llegado ahí, pero, al tener una unidad de negocio tan fuerte como la del Gofo de México, va a ser ventajoso”, explicó.
Vilchez también recuerda que el riesgo geológico es muy alto. “Estamos trabajando para perforar pozos a sabiendas de que 0% de los trabajos tendrá éxito. En [actividades de] exploración, todo es muy incierto porque todo es nuevo”.
Chevron reconoce que necesitará un equipo técnico más grande en los 8,000 km2 de área y en la gerencia de gestión y manejo de sociedad con Pemex, Inpex y, ahora, con la compañía de origen neerlandés Shell, que preside Alberto de la Fuente.
Pero, la ruta de trabajo exige al gigante estadounidense entender no sólo la extensión del área, sino la profundidad, si la geografía es irregular (montañosa), y si hay recubrimientos de sal, además de los retos habituales, como la densidad del petróleo y otras 69 características adicionales.
Si Chevron logra un descubrimiento comercial, empieza la fase evaluatoria, desde traer un barco que realice actividades de producción, almacenamiento y descarga de petróleo (FPSO, por sus siglas en inglés) o cabezales de pozo, además de enviar una tubería al mercado, hasta realizar el análisis de una sociedad con otros stakeholders para crear un hub de desarrollo.
“Después de eso, llega el momento mágico: la primera gota de petróleo”, expresa.
Se habla de que el periodo que va desde el descubrimiento hasta la extracción puede durar entre ocho y 10 años.
Sin embargo, compañías, como Exxon, BP, Shell y la propia Chevron, quienes son los grandes jugadores (incluso en proyectos de aguas profundas), tratan de acortar los tiempos y algunas lo han logrado: ahora se habla de cinco a ochos años de proceso.
Menos burocracia
Chevron dice que ha trabajado como industria, a través de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), para difundir mejores prácticas a fin de simplifcar regulaciones, sin eliminar revisiones ni auditorías. “Sim- plemente, eliminar burocracia”.
Vilchez ejemplifica con un proceso famoso dentro de la industria: el Sistema de Administración de Seguridad Indus- trial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente (SASISOPA), una autorización con la que el gobierno mexicano permite la figura de operador petrolero.
Foto: Chevron
