El mayor yacimiento de petróleo de Europa entra en la fase más temida por este país nórdico y su industria

El yacimiento petrolífero Johan Sverdrup, situado en el Mar del Norte, es una de las joyas de la industria energética noruega y el mayor yacimiento petrolífero de Europa en términos de producción. Este yacimiento se ha convertido en muy poco tiempo en la pieza clave para la producción de petróleo del país y para la demanda europea en un contexto de importantes turbulencias geopolíticas, no solo por su envergadura, sino también por su relevancia estratégica ante las restricciones impuestas en Europa al petróleo ruso. Su puesta en marcha se produjo en un momento en el que la producción de crudo del Mar del Norte se encontraba en plena decadencia. Pese a todo lo anterior y la 'juventud' de este yacimiento, Sverdup está a punto de entrar en la fase más temida por la industria petrolera: la fase de declive.

Aunque Johan Sverdrup fue descubierto hace solo 15 años y lleva activo solo desde 2019, en este corto periodo de tiempo ha transformado los niveles de producción del Mar del Norte produciendo a raudales un crudo relativamente pesado y ácido (o agrio, es decir, que tiene una cantidad relativamente elevada de azufre), algo totalmente anormal en una cuenca conocida por su crudo ligero y dulce. El crudo peso y agrio suele ser menos atractivo (es más complejo de refinar) y más barato que el crudo ligero y dulce, lo que no ha impedido que el petróleo de este yacimiento tenga gran demanda. Así, la producción del yacimiento representa actualmente alrededor de una cuarta parte de toda la producción de petróleo del Mar del Norte (sumando la producción de Noruega y el Reino Unido).

Con una producción diaria que está superando este año los 755.000 barriles de petróleo por día, el campo Johan Sverdrup representa ahora mismo más el 40% del total de la producción de crudo de Noruega, lo que le sitúa en el epicentro de la industria petrolera del país. Este volumen ha consolidado a Noruega como el principal exportador de petróleo de Europa (con permiso de Rusia). Ahora que comienza la false de declive, Noruega ver como su gran fuente de petróleo e ingresos comienza a 'evaporarse' lentamente, un momento que todo noruego y miembro de la industria petrolera sabía que podía llegar.

Por otro lado, este yacimiento cuenta todavía con unas reservas probadas de 2.700 millones de barriles. Esta cantidad, que parece un tanto insignificante ante las reservas probadas en los países de Oriente Medio (llegan a superar los 100.000 millones de barriles) sería suficiente para abastecer la demanda de España, por ejemplo, más de cinco años (utilizando solo este yacimiento). Imaginen lo que supone para Noruega, con solo 5 millones de habitantes, tener un yacimiento de crudo que puede cubrir toda la demanda de un país como España con 48 millones de habitantes. Supone grandes ingresos, unos flujos de dinero que han permitido a Noruega construir el mayor fondo soberano del mundo, con activos por unos 1,5 billones de euros.

Johan Sverdrup produce más de lo que se esperaba

Volviendo al yacimiento en cuestión, en un principio, la producción máxima prevista era de 660.000 barriles diarios. Sin embargo, la sofisticada industria noruega, liderada por Equinor (que tiene otros proyectos en marcha), ha logrado elevar esta cantidad hasta los 755.000 barriles diarios de hoy. Johan Sverdrup pasó por dos fases de desarrollo, una que comenzó en octubre de 2019 y otra en diciembre de 2022, que supuso el gran salto hasta los niveles de producción actuales. Ahora, se espera que los niveles producción disminuyan a fines de 2024 o principios de 2025, según ha publicado esta semana la Administración de la Información Energética de EEUU (EIA por sus siglas en inglés).

Para comprender la importancia de este yacimiento solo hace falta señalar que el segundo campo de petróleo más importante de país (el yacimiento de Snorre, también en el Mar del Norte) está produciendo unos 95.000 barriles por día. Es decir, Sverdrup bombea cada día siete veces más petróleo que el segundo yacimiento del país.

Aunque el peak oil de este yacimiento está aquí, la vida útil del campo Johan Sverdrup ha sido proyectada hasta aproximadamente 2070. Ahora se espera que la producción se estabilice ligeramente por debajo de los 755.000 barriles durante unos años, para que comience a caer de forma progresiva a partir de 2030, según revelan desde la EIA y S&P Global. El avance de la tecnología en la industria ha permitido extraer más petróleo por día del que se pensaba en un primer momento y, además, declinación o decadencia podría gestionarse de manera eficiente para prolongar su producción lo máximo posible.

"Una historia de éxito"

El director ejecutivo de Aker BP (el segundo socio más importante del yacimiento tras Equinor), Karl Johnny Hersvik, declaró a S&P Global en febrero que lo que había ocurrido era "fantástica historia de éxito", con una producción casi 100.000 barriles diarios superior a la prevista en el plan de desarrollo del campo y una sólida "regularidad" operativa. Sin embargo, esta historia de éxito tiene un punto débil u oscuro: la decadencia del yacimiento está llegando antes de lo previsto.

"Antes creíamos que seríamos capaces de mantener la tasa de producción ampliada en Johan Sverdrup hasta bien entrado el año 2025. Ahora el operador nos ha informado de que podrían reducirse este volumen antes, es decir, a finales de 2024 o principios de 2025. Hay bastante incertidumbre", comentaba Hersvik.

El momento temido por Equinor

Equinor, el operador más importante del yacimiento, pese a la mala noticia de la pronta llegada de esta fase de declive, "espera poder mantener el elevado nivel de producción actual hasta fines de 2024 o principios de 2025", comentaba Hersvik. Además, Equinor está realizando ciertas operaciones para pozos de relleno y otras perforaciones submarinas adicionales en el marco de una tercera fase de desarrollo propuesta. Los pozos de relleno son pozos perforados después de las fases iniciales de desarrollo y producción de un yacimiento de petróleo o gas.

Supuestamente, con los pozos de relleno se tiene la esperanza de que pueda contactar con la parte de la formación donde la saturación de petróleo permanece todavía alta después haber extraído las zonas de mayor saturación. Son operaciones que buscan prolongar la vida de los pozos de petróleo, pero hasta que no se llevan a cabo no se sabe cuánto crudo más se puede extraer.

Las plataformas petroleras: un monumento a la ingeniería

Hoy en día, la infraestructura del campo Johan Sverdrup ya es una obra de ingeniería titánica, compuesta por cinco plataformas que operan de forma interconectada. Estas incluyen plataformas de producción, de procesamiento, de alojamiento y de servicios.

Además, se caracteriza por ser uno de los proyectos petroleros más eficientes del mundo en términos de emisiones de CO2. La plataforma funciona con electricidad procedente de la red eléctrica noruega, en lugar de depender de generadores de gas, lo que reduce considerablemente su huella de carbono. De hecho, se estima que las emisiones de CO2 por barril producido en Johan Sverdrup son unas 20 veces inferiores al promedio global de la industria.

"Johan Sverdrup es un importante contribuyente a garantizar el suministro de energía a Europa", aseguraban desde Equinor en una nota cuando se puso en marcha la segunda fase del desarrollo. "Con un 90% de contenido noruego, el proyecto ha ayudado a asegurar muchos puestos de trabajo en todo el país, y el desarrollo ha significado mucho para la industria de suministro en un período difícil".

La fase 2 de Johan Sverdrup añadió una nueva plataforma (para sumar cinco), cinco nuevos sistemas submarinos, 28 nuevos pozos, un nuevo módulo para la plataforma de tubería ascendente existente e instalaciones para suministrar energía al alto Utsira. El proyecto se entregó a tiempo y dentro del presupuesto, a pesar de que la epidemia del coronavirus estuvo por medio. Todo ese buen hacer ha permitido que el petróleo fluya a raudales, lo que ha llevado a este yacimiento a alcanzar una pronta madurez que se verá reflejada en una menor producción o estancamiento a partir de 2025 en el mejor de los casos.