El petróleo, que oscila entre 50 y 60 dólares por barril, es una buena noticia para los precios en los surtidores, pero no para los productores de petróleo marino. En regiones como el mar del Norte, por ejemplo, un precio de 55 dólares/bbl significa que solo la mitad de las operaciones existentes son rentables.
Los bajos precios del petróleo son claramente un problema, pero la reducción de los márgenes de beneficio ya era un problema hace un año, cuando los precios del crudo se mantenían firmemente por encima de los 100 dólares por barril. Una parte de la razón es el aumento de los costes operativos de la producción marina, que, de media, se han disparado un 200-250% desde 2007, según McKinsey. Otro desafío clave es la transición hacia yacimientos cada vez más profundos y complejos, y el consiguiente aumento de los gastos necesarios de exploración y desarrollo, incluidos los sobrecostes y los retrasos de los proyectos.
Ante la escasa perspectiva de que el petróleo vuelva a 100 dólares/bbl en breve —tanto la AIE como la EIA prevén que se mantenga por debajo de 80 dólares/bbl durante los próximos tres a cinco años—, los productores tendrán que encontrar formas de reducir los costes operativos, y con rapidez.
«Lo que más se está centrando ahora y donde están las victorias rápidas es en abordar lo que hace la industria, pero de una manera diferente», afirma Steve Robertson, director de Douglas-Westwood, una firma consultora de investigación y creadora de Deepwater Market Forecast.
El Sr. Robertson destaca la estandarización como una tendencia clave emergente, ilustrada por un programa de desarrollo de DNV-GL y Statoil puesto en marcha el pasado otoño, centrado en la estandarización de la tecnología de procesamiento submarino. Statoil, que previsiblemente se atribuirá un hito mundial con su sistema de compresión submarina, previsto para entrar en funcionamiento más adelante este año, sugiere que la estandarización podría reducir a la mitad el plazo de desarrollo de cinco años para los campos submarinos no complejos.
Ahmed Hashmi, responsable de tecnología upstream en BP, también destaca el papel de la innovación para generar importantes ahorros de costes. «La digitalización se está convirtiendo en una palanca muy habilitadora», afirma. El Sr. Hashmi señala la creciente sofisticación en el análisis de las nuevas fuentes de datos derivadas de la fibra óptica que cada vez se encuentra más en los pozos de perforación.
Empresas como Baker Hughes, Reliance Industries y Meridium, por ejemplo, han estado utilizando esta información para ayudar a los productores a mejorar el rendimiento de la perforación. «Con una mayor disponibilidad de big data y activos conectados, existe una imagen completa de las operaciones de planta que las organizaciones pueden aprovechar, desde el piso de planta hasta la oficina corporativa, para seguir siendo competitivas a escala global», explicó Bonz Hart, fundador y consejero delegado de Meridium. El pasado febrero, su empresa anunció la creación conjunta con GE de una herramienta integrada de gestión del rendimiento de activos para la industria del petróleo y el gas.
Además de análisis más sofisticados, la próxima generación de tecnología probablemente pasará de un ámbito consultivo —que advierte a los operadores de posibles problemas— a un ámbito de control más autónomo. «Si introduce más automatización en el equipo, puede escalarlo a una variedad de aplicaciones», afirma el Sr. Hashmi, quien concluye: «El papel de las tecnologías digitales ha llegado para quedarse y está impulsando tanto la eficiencia operativa como la del capital».
Este artículo apareció originalmente en GE LookAhead. La publicación no implica el respaldo de los puntos de vista por parte del Foro Económico Mundial.
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Autor: David Appleyard es colaborador de GE LookAhead.
Imagen: Una bomba de balancín extrae petróleo en un campo cerca de Calgary, Alberta. REUTERS/Todd Korol.
