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Perforan fondo del Golfo, tras 5 años del derrame de British Petroleum

Pese a las nuevas medidas de seguridad en los pozos, los riegos ambientales persisten y aún así la búsqueda de petróleo se extiende a la "zona dorada" 6 mil metros bajo el mar. 
Gabriel Moyssen
20 abril 2015 21:3 Última actualización 21 abril 2015 5:0
La plataforma Deepwater Horizon se incendia, poco antes de hundirse el 22 de abril de 2010. (Reuters)

La plataforma Deepwater Horizon se incendia, poco antes de hundirse el 22 de abril de 2010. (Reuters)

Cinco años después de la peor catástrofe ambiental en la historia del Golfo de México, el derrame de casi cinco millones de barriles de crudo tras el estallido de la plataforma Deepwater Horizon de British Petroleum, la industria recuperó su vitalidad, pues el gobierno federal estadounidense aprobó media docena de pozos de nueva generación, a más de 2 mil metros de la superficie; las instalaciones de perforación aumentaron de 35 a 48 y la profundidad de las obras se incrementó en promedio 535 metros, 40 por ciento más que en el momento del desastre.

Sin embargo, también continúa la preocupación por los riesgos, a la luz del daño a largo plazo que dejó el episodio.

Hoy, pese al descenso en 50 por ciento de los precios petroleros desde junio, la exploración en el Golfo de México ––que en la parte estadounidense alojaría reservas por 44 mil 900 millones de barriles, según cálculos del Servicio Geológico–– se concentra en una “zona dorada” a más de 6 mil metros del lecho marino, cubierta por una capa de 3 mil metros de sal prehistórica, a una profundidad mucho mayor a la del pozo Macondo de BP (mil 524 metros), que fue considerado tan complicado y peligroso que uno de los once trabajadores que murieron en la Deepwater Horizon llegó a describirlo a su esposa como “el pozo del infierno”.

De acuerdo con geofísicos, las empresas involucradas en los trabajos, como Chevron, Statoil, Shell y Conoco-Phillips, serían recompensadas con surtidores de crudo similares a los del desierto saudita, producto de yacimientos capaces de generar más de 300 mil barriles por día, pues ya en 2013 el 95 por ciento de la cantidad añadida a las reservas totales de Estados Unidos provino del Golfo de México.

También BP ha regresado con fuerza a la región y asegura que se mantiene a la vanguardia de la exploración ultraprofunda con el Proyecto 20K, que desarrolla las herramientas técnicas para explotar esas riquezas y alude en su nombre a las 20 mil libras (nueve toneladas) de presión por pulgada cuadrada que el equipo deberá resistir.

La tecnología actual permite detectar los mantos de hidrocarburos entre la sal opaca, pero la capa resulta aún más impenetrable para la visión que la roca y oculta bolsones de crudo y gas que aumentan el potencial de una explosión. “No es ciencia espacial, sino algo mucho más complicado”, resumió Matthew Franchek, director del programa de graduados de ingeniería subacuática de la Universidad de Houston.

En contraste, detalla AP, en el Macondo no se perforó a través de sal y el “juego” ––el término de la industria para una reserva–– descansaba a casi 4 mil metros bajo el lecho marino. La Deepwater Horizon buscaba extraer petróleo de fango con una antigüedad de 23 millones de años, mientras que los hidrocarburos que existen en el área del Bajo Terciario se hallan en formaciones rocosas que se remontan a 66 millones de años.

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Derrame de petróleo (Bloomberg)

Análisis posteriores concluyeron que el Macondo sólo era el 43 pozo de aguas profundas por su nivel de complejidad en el Golfo; se clasificaba en el número tres sobre una escala de cinco y 13 pozos de categoria cinco han sido perforados desde 2010. El Departamento del Interior reveló propuestas para mejorar la seguridad, enfocadas en nuevos obturadores de pozos que deben controlar el aumento súbito de la presión ––su falla fue la causa del accidente en el Macondo––, pero reconoció que pasarán unos cinco años antes de que su uso se generalice.

Geoff Morrell, portavoz de BP, aseguró que la firma mejoró su cultura de la prevención, después de que la catástrofe ecológica exhibiera la corrupción y escándalos de sexo y droga dentro del Servicio de Administración Mineral, sustituido por la Oficina de Administración y Regulación de Energía Océanica. “A fin de cuentas, la prueba está en los resultados y las estadísticas nos ponen en línea o al frente del sector”, dijo Morrell. Ken Arnold, experto del panel de la Academia Nacional de Ingeniería que estudió el caso, recordó que “siempre buscaremos la frontera. Cuando empecé a trabajar, nos preguntábamos si podríamos explotar petróleo a 200 metros”.

Desde 2010, no obstante, se han registrado 22 casos en los que temporalmente se perdió el control de pozos. “Estamos preparando el próximo Macondo y será peor”, dijo Richard Charter, especialista de la Fundación Oceánica. Las universidades de Florida y de Georgia corroboraron que el vertido de crudo durante 87 días dañó microorganismos como el fitoplancton que están en la base de la cadena alimenticia, generando mutaciones y efectos cancerígenos, que se agravaron con el uso experimental en gran cantidad del dispersante químico Corexit, producido por Nalco, compañía asociada de BP y Exxon.

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