Una tarde de mayo, en las aguas del Golfo de México que rodean una plataforma petrolera de Chevron, los peces voladores saltan para huir de sus depredadores. «¿Los persigue un tiburón?», pregunta el supervisor Jamie Gobert, asomándose desde un barandal. «Creo que es un atún aleta amarilla o un dorado», responde Emile Boudreaux, su colega.
Ver tantas criaturas de aguas profundas en un solo lugar no es común. Pero ellos tienen una especie de afición hacia la plataforma Jack/St. Malo de Chevron, una estructura flotante del tamaño de tres campos de futbol a unos 322 kilómetros de Luisiana. Los peces siguen los oleoductos submarinos que se extienden desde Jack/St. Malo hacia tres yacimientos a unos 24 kilómetros de distancia en diferentes direcciones. A diferencia de las plataformas antiguas que extraen el crudo de un campo debajo de ellas, esta técnica tentacular le permite bombear más de 11 mil galones de crudo por minuto desde los tres campos. Este concepto de “tres por uno” es parte de las innovaciones de grandes petroleras como Chevron, BP y Royal Dutch Shell que permiten que la producción en aguas profundas en el Golfo se recupere tanto del descalabro ambiental (el derrame de Deepwater Horizon en 2010) como del financiero (el desplome del precio del petróleo de 2014).
Mientras la producción estadounidense de shale domina los mercados, una revolución se gestó mar adentro. La unión de tecnología y diseño inteligente acabará con parte del gasto que ha hecho que la extracción del petróleo submarino apenas sea rentable, aseguran ejecutivos de la industria. Los nuevos proyectos apuntan a costos por barril de 35 a 40 dólares, lo que permitiría competir con el shale. Y, así, explotar reservas antes no rentables.
El Golfo de México ha sido la vanguardia de la experimentación para el petróleo marítimo y el éxito alentaría más perforaciones en las nuevas cuencas petrolíferas de Brasil, Guyana, México y Mozambique. Incluso alentaría una mayor producción estadounidense offshore si el presidente Trump cumple su plan de abrir parte de la costa de la nación a nuevas exploraciones. «En el pasado, gran parte del costo del desarrollo se iba a la nueva tecnología», dice Jeff Shellebarger, presidente de la división norteamericana de Chevron. «Pero con el tipo de reservas que estamos perforando hoy, la mayor parte de esa curva de aprendizaje ha quedado atrás. Ahora podemos mantener esos costos bastante competitivos».
