Energía a debate, Mayo-Junio 2010
Considerado el mayor concesionario de la región en cuanto a exploración y producción, Chevron opera aproximadamente 520 instalaciones en el lado estadounidense del Golfo de México.
Aún cuando ya se había considerado completamente explorado y agotado, el Golfo de México se ha transformado en una de las áreas de exploración submarina más importantes y desafiantes del mundo entero. Para Chevron, el Golfo de México se ha convertido en un lugar para imponer metas de perforación, alcanzar nuevos límites de la industria y hacer nuevos descubrimientos, al mismo tiempo que mantener records ejemplares en cuanto a seguridad y cuidado del medioambiente.
Hoy en día, debido a que la búsqueda de nuevas fuentes de hidrocarburos continúa acelerando e impone cada vez un mayor número de retos, Chevron amplía su compromiso con la región al introducir nuevas tecnologías y recursos que le permitirán alcanzar profundidades sin precedentes con una mayor precisión y eficiencia.
Considerado el mayor concesionario de la región en cuanto a exploración y producción, Chevron tiene alrededor de 3,000 empleados y contratistas trabajando en el lado estadounidense del Golfo de México y operando aproximadamente 520 instalaciones. Cerca de una quinta parte de los 40 proyectos globales de la compañía se localizan en esta zona, y cada uno tiene un costo mayor a mil millones de dólares estadounidenses de la participación neta de Chevron.
En el 2009, la producción neta diaria de petróleo equivalente de Chevron en dicha región fue de aproximadamente 149,000 barriles de petróleo crudo, 484 millones de pies cúbicos de gas natural y 14,000 barriles de líquidos del gas natural.
Un gran reto
“El Golfo de México continúa siendo un sistema de petróleo de calidad mundial con importantes nuevas reservas que pueden ser halladas entre los 4,000 y 10,000 pies (1,219 y 3,048 metros) de tirante de agua,” comentó Steve Thurston, vice-presidente de la Unidad de Negocios de Proyectos y Exploración en Aguas Profundas, que a su vez forma parte de Exploración y Producción para Chevron Norteamérica. “Pero decir que se requiere tecnología avanzada para encontrar y producir dichas reservas es poco.”
Un área prometedora, en particular, es el Alineamiento Wilcox del Terciario Inferior, un estrato de rocas rodeado de sal de 300 millas de largo (483 km), y estas rocas son por lo general más antiguas, profundas y compactas que cualquier otro estrato productor en el Golfo de México.
De acuerdo con Thurston, Chevron mantiene casi el 40% de las concesiones localizadas en el Terciario Inferior. Sin embargo, si el premio es enorme, también lo son los riesgos, y éstos comienzan justo en la superficie. Por lo regular, fuertes tormentas y huracanes azotan el área, amenazando a los barcos de perforación, dañando la infraestructura vital y exigiendo evacuaciones periódicas y paros laborales.
Justo debajo de las olas, los torbellinos y contracorrientes crean vibraciones y movimientos inducidos por vórtices que amenazan la integridad de las columnas de perforación. Comenzando aproximadamente a 8,000 pies (2,440 metros) en el sedimento salino superior del Golfo, los perforadores se encuentran con fracturas y fallas de una impredecible alta presión y cargadas de gas. Y debajo de éstas, se encuentran zonas fracturadas con una baja presión significativa que puede causar grandes pérdidas del fluido de perforación.
Entre estos retos, y posiblemente el mayor de ellos, es el escudo espeso de sal de 10,000 pies (3,048 metros) tan masivo como los Alpes Suizos, que se encuentra en constante cambio, que deforma y distorsiona las ondas sísmicas, lo cual hace aún más difícil el tener una imagen clara de dónde se localizan los hidrocarburos.
Tecnología líder en la industria
“Antes de perforar un pozo, es necesario conocer el prospecto a detalle,” comentó James Cearley, gerente general de la Unidad de Negocios de Proyectos y Exploración en Aguas Profundas. “De otra forma, podría uno perforar cerca de millones de barriles de petróleo sin tocarlos.”
Con el fin de ayudar a prevenir esa posibilidad y asegurar un posicionamiento preciso, los geocientíficos de Chevron han desarrollado capacidades sísmicas patentadas que diferencian a la compañía de sus competidores y hacen de ella el líder en imagenología en mantos subsalinos. Una herramienta particularmente poderosa son los algoritmos de migración mediante rayos Guassianos interactivos patentados por Chevron.
“Estos algoritmos son muy eficientes y permiten múltiples iteraciones de imágenes de forma rápida, permitiéndonos así crear mo-delos de velocidad de alta fidelidad para tomar imágenes del subsuelo con una exactitud y una velocidad sin precedentes,” agregó Cearley. “Estos resultados nos permiten determinar la oportunidad de recursos totales para así planear los pozos de forma más eficiente.”
“El uso de estas avanzadas capacidades para hacer mapas sísmicos, significa que podemos excavar pozos con mayor precisión, terminando en muchos casos días, o incluso semanas, antes de lo programado,” comentó David Payne, vice-presidente de Perforación y Terminación Global.
Asimismo, Payne agregó que algunos nuevos desarrollos en tecnología de perforación harán que el proceso sea aún más rápido y más eficiente, cambiando así la forma en que se perforan los pozos en aguas profundas. “Algo particularmente sobresaliente es el nuevo sistema patentado de Perforación de Gradiente Dual, que utiliza un sistema único de bombeo submarino para sacar el lodo de pozo a nivel del lecho marino. Este lodo será entonces enviado a través de un conducto separado al barco de perforación, permitiendo la perforación del pozo con menor esfuerzo. Los resultados pueden simplificar el diseño de los pozos en gran medida, mejorar la seguridad operativa, reducir el riesgo ambiental y disminuir también los costos totales de perforación.”
La Perforación de Gradiente Dual está siendo desarrollada por AGR Subsea, Inc., con financiamiento de Chevron, y el diseño, la construcción y la instalación del proyecto continuará a lo largo del año 2011.
La capacidad adicional en el Golfo de México proviene de dos nuevos y modernos barcos de perforación de doble casco y con tecnología de punta para perforación ultra-profunda, construidos conforme a las especificaciones de Chevron y ya en funcionamiento en las aguas profundas del Golfo, bajo contrato con Transocean Ltd.
El barco de perforación Discoverer Inspiration.
“Los barcos Discoverer Clear Leader y Discoverer Inspiration ofrecen las capacidades de perforación más avanzadas en la industria de perforación costa afuera, lo cual le permitirá a Chevron expandir la búsqueda de nuevas fuentes locales de energía,” comentó Payne. “Con sus capacidades de tecnología de punta, seremos capaces de perforar pozos en un tirante de agua de 12,000 pies (3,658 metros) con una profundidad total de 40,000 pies (12,192 metros), sobrepasando así los límites de tecnologías anteriores.”
Payne agregó que Chevron tiene un papel integral en la concepción, diseño y construcción de estos barcos de perforación, con un equipo dedicado que pasó casi cuatro años-hombre asegurándose de que los buques cumplan con nuestras necesidades en un ambiente desafiante como son las aguas profundas del Golfo.
La seguridad primero
En las potencialmente hostiles aguas profundas del Golfo de México, donde las operaciones con frecuencia se llevan a cabo a cientos de millas de la costa, el mantener prácticas de trabajo seguras y sensibles al ambiente se han vuelto un desafío mayor. Pero aún aquí, el compromiso de Chevron es incondicional y absoluto.
“Tenemos dos metas fundamentales,” comentó Greg Pritchett, gerente de Salud, Ambiente y Seguridad (HES, por sus siglas en inglés) de Exploración y Proyectos en Aguas Profundas. “Primero, al final del día, todos aquéllos relacionados con nuestras operaciones deben irse a casa tan sanos y salvos como cuando llegaron. En segundo lugar, esperamos que los miembros de nuestro personal sean los guardianes del ambiente, al proteger a las comunidades y recursos naturales en donde vivimos y trabajamos para las generaciones futuras.”
“Nuestro compromiso con la seguridad y la responsabilidad am-biental se origina de nuestros valores esenciales,” agregó Pritchett. “Esos valores son algo que vivimos y respiramos día con día, y a fin de mantener ese compromiso contamos con una selección evolutiva de programas administrados por el Gran Equipo de HES del Golfo de México.”
La Autoridad de Paro de Trabajo es muy importante, ya que les da autoridad a los empleados y contratistas para detener cualquier operación que consideren que no se está llevando a cabo de forma segura o ecológicamente respetuosa. La Autoridad de Paro de Trabajo es crítica para el bienestar de los empleados debido al riesgo potencial relacionado con las prácticas de trabajo inseguras. “La seguridad requiere buenas prácticas de trabajo que sean constantes,” agregó Pritchett, haciendo mención a un nuevo programa que se está poniendo en marcha y que consiste en enviar a entrenadores capacitados a las operaciones en altamar en donde observan y evalúan a los trabajadores desde una perspectiva de trabajo seguro. “Cualquier trabajador que necesite ayuda recibe a un tutor para ayudarlo a incrementar sus habilidades a un nivel aceptable.”
Otra iniciativa de reciente introducción ayuda a los líderes a estar más conscientes de la manera en que su comportamiento influye en los miembros del equipo. Y hay otros programas rigurosos y bien establecidos en casi cada aspecto de las operaciones de Chevron en aguas profundas, desde la prevención de derrames y la seguridad de la fuerza de trabajo de los contratistas, hasta temas individuales como la protección de las manos y el evitar dejar caer objetos con el fin de reducir los riesgos de accidentes.
“Mientras que nuestro récord está fortalecido, aún hay lugar para mejoras,” comentó Pritchett. “Nuestra visión en aguas profundas consiste en que la industria y las comunidades en donde operamos nos reconozcan y admiren por ser los líderes en seguridad, salud, medio ambiente, confiabilidad y eficiencia. Algo menor a eso queda corto a nuestras expectativas.”
Una historia de logros
Para Chevron, el éxito en las profundidades del Golfo de México comenzó con el desarrollo del Campo Génesis. Localizado en un tirante de agua de 2,600 pies (793 metros) en el Golfo de México, Génesis se encuentra a 150 millas (241 km) al sur de Nuevo Orleans, Luisiana, y fue necesario una cantidad aproximada de 750 millones de dólares para ser desarrollado, una cantidad relativamente modesta en comparación con los estándares multimillonarios de hoy en día. Los socios de este campo son Chevron (operador) con 56.67%, ExxonMobil con 38.38% y Petrofina con 4.95%. La primera extracción de petróleo del proyecto Génesis inició en febrero de 1999.
Este proyecto fue seguido inmediatamente por Petronius, el cual empezó su producción a finales del año 2000. Ubicado a casi 130 millas (200 km) al sureste de Nuevo Orleans, Petronius tiene una capacidad máxima de producción de 60,000 barriles diarios de petróleo y 100 millones de pies cúbicos de gas por día. Chevron, la operadora de Petronius, tiene un 50% de participación, el 50% restante en participación es de Marathon.
Aunque importantes, estos dos desarrollos son sólo un pequeño ejemplo de los grandes éxitos que estaban por venir. Con la fusión en el 2001 entre Chevron y Texaco, el ritmo de exploración y desarrollo se aceleró de forma dramática. Es probable que no haya mejor ejemplo de lo que puede lograrse en las aguas profundas del Golfo que Blind Faith y Tahiti, los dos desarrollos de la compañía más recientes y más profundos que están por iniciar producción.
Blind Faith
La plataforma Blind Faith
Desarrollado con un costo de alrededor de 1,200 millones de dólares, el proyecto de calidad mundial está ubicado cerca de 160 millas (250 km) al sureste de Nuevo Orleans. Este campo tiene sistemas submarinos a 7,000 pies (2,134 metros) de profundidad, lo que lo convierte en la instalación de producción costa afuera más profunda de Chevron.
El pozo descubridor de Blind Faith fue perforado en junio del año 2001, y se encontró con una columna de petróleo de más de 200 pies (61 m) en arenas del Mioceno, a profundidades de 20,900 a 24,300 pies (6,370 a 7,407 m). Un exitoso pozo de evaluación fue perforado en el 2004. Chevron posee el 75% de participación en Blind Faith y es el operador, mientras que Anadarko Petroleum posee el 25% restante.
Tomó más de tres años construir las instalaciones de Blind Faith, y hoy en día son consideradas como una maravilla de la ingeniería y logística moderna. La conexión que une la instalación de producción flotante semi-sumergible a ductos tiene más de tres millas (4.8 km) de largo. El casco y las cabeceras tienen una altura total de 244 pies (74 m), y la plataforma es de 345 pies (105 m) de la quilla al extremo del quemador. La plataforma completa de Blind Faith pesa más de 40,000 toneladas, e incluyendo lo que está debajo la superficie del agua, es equivalente a la altura de un edificio de 29 pisos.
El casco flotante para la plataforma fue construido en Noruega, en uno de los pocos astilleros en el mundo capaz de llevar a cabo un proyecto de esta magnitud, y fueron necesarios 17 meses para su construcción. Posteriormente, el casco fue transportado a través del Océano Atlántico hasta el Golfo de México en una aventura desafiante de 24 días, durante los cuales se enfrentaron con eventualidades que incluyen desde mal tiempo hasta piratería.
Mientras que se construía el casco, de forma simultánea se fabricaban las cabeceras en Houma, Luisiana. Estas cabeceras pesan más de 7,000 toneladas e incluyen habitaciones para la tripulación, así como instalaciones para la producción de petróleo y gas que cubren dos cubiertas de procesos principales que abarcan alrededor de 1.5 acres (0.75 hectáreas).
Una vez construidos, el casco y las cabeceras fueron transportados a Ingleside, en Texas, donde se conectaron las dos unidades. Fue una gran hazaña de la ingeniería: para conectar la cabecera con el casco fue necesario una grúa con capacidad de más de 7,000 toneladas. El siguiente remolque de la estructura ensamblada y su instalación en Blind Faith requirió de dos años de planeación y ejecución.
La primera producción de petróleo se realizó en noviembre de 2008, y la instalación alcanzó su punto máximo de producción de 70,000 barriles de petróleo equivalente por día en marzo de 2009.
“Debido a que las aguas profundas en Blind Faith incluyen yacimientos tanto de alta temperatura como de alta presión en el sitio de producción, tuvimos que impulsar la tecnología a límites más allá de los que el mundo ha visto antes,” dijo Warner Williams, vice-presidente de las operaciones del Golfo de México. “Al hacerlo así, desarrollamos un receptor de nuevas capacidades técnicas, y quizá de aún mayor importancia, gente con el conocimiento y la habilidad para utilizarlas. Eso es muy importante para futuro proyectos de Chevron en aguas profundas, no sólo en el Golfo de México, sino también alrededor del mundo.
Williams añadió, “En adelante, el enfoque será optimizar la producción de los pozos y ganar un mejor entendimiento del comportamiento de los yacimientos, con el fin de maximizar la producción y la recuperación de la reserva del activo.”
Tahití
Si Blind Faith fue un gran reto, Tahití ha demostrado ser una prueba aún mayor para las capacidades submarinas de Chevron. Fue desarrollado con un costo de 2,700 millones de dólares para la primera fase del proyecto y requirió ocho nuevas y mejoradas tecnologías sólo para completar el pozo de prueba.
Todo lo relacionado con este proyecto es inmenso. Localizado a aproximadamente 190 millas (305 kilómetros) al sur de Nuevo Orleans, Tahití es uno de los mayores descubrimientos del Golfo de México del lado estadounidense y contiene una cifra estimada de 400 a 500 millones de barriles de petróleo equivalente.
Las arenas primarias enriquecidas de petróleo se encuentran debajo del Mioceno Medio entre los 23,000 y 28,000 pies (7,010 y 8,534 m) y descansan debajo de un complejo escudo de sal que varía en espesor entre 8,000 y 15,000 pies (2,438 a 4,572 m). El pozo pro ductivo más profundo está a más de 26,700 pies (8,138 m) bajo la superficie, un record para el Golfo de México. Chevron posee un 58% de participación en Tahití y es la compañía operadora; el resto de la participación la mantiene StatoilHydro (25%) y Total (17%).
La producción proviene de dos centros de perforación submarinos conectados a una instalación flotante de producción sostenida por un enorme tanque. Este tanque, que tiene un diámetro de 128 pies (39 m) con una longitud total de 555 pies (169 m) y un peso de buque ligero de 24,000 toneladas, fue la estructura más grande en su tipo jamás transportada en una sola pieza a través del Océano Atlántico y hasta el Golfo de México. Dado su tamaño excepcional, se requieren 13 amarras hechas de un innovador poliéster de fuerza ultra-superior, para mantenerlo en su lugar. La cabecera de Tahití es la estructura más grande en una sola pieza que Chevron posee en el Golfo de México, con un peso operativo de 21,000 toneladas y un área de cubierta de 139,000 pies cuadrados.
A pesar de estos retos sin precedentes, Tahití alcanzó su primera producción de petróleo en mayo de 2009. En los siguientes dos meses, ya producía a su nivel de diseño de capacidad de 135,000 barriles diarios de petróleo equivalente.
“Desde el inicio, supimos que el desarrollar este campo de manera exitosa y segura requeriría de una tremenda innovación y es-fuerzo con años de planeación y colaboración entre varias unidades de negocio de la compañía y socios,” agregó Williams. “Para alcanzar el único reto impuesto por este campo, empezamos por conformar equipos altamente capacitados en áreas tales como la exploración, la perforación y terminación, y el diseño de instalaciones.”
Williams añadió: “Cada uno de estos equipos trazó un nuevo te-rritorio con miras a desarrollos de tecnologías y procesos que Chevron podrá utilizar de forma exitosa en futuros proyectos de aguas profundas.”
Quizá el mayor reto en Tahití fue la misma profundidad. Con más de cuatro millas (seis kilómetros) de sedimento y 4,100 pies (1,250 m) de columna de agua, las presiones podían ser de hasta 20,000 libras por pulgada cuadrada (137.90 kPa), excediendo por mucho las tole-rancias del diseño de equipo existente para la industria.
Para alcanzar este reto, Tahití necesito segmentos de tubería más largos y fuertes, empezando por una de 22 pulgadas (56 cm) para terminar con una tubería de paredes gruesas diseñada especialmente para zonas petroleras. Debido a que estos segmentos de tubería son más pesados y difíciles de maniobrar, necesitó torres de perforación especiales con hasta dos millones de libras (907,185 kg) de capacidad de soporte.
Con el propósito de preparar los pozos para producción, los perforadores hacen hoyos del tamaño de un centavo en la tubería. El pozo de prueba de Tahití fue el trabajo de perforación de mayor profundidad registrado en aguas profundas y requirió una pistola especialmente modificada para perforar una sección de 400 pies (122 m) de la tubería. Los pozos de Tahití también necesitaron una herramienta especializada que se utiliza para mantener abiertas las fracturas de la arenisca rica en petróleo y llamada “gravel frac-pack”, imponiendo así un récord mundial para la sección más profunda y larga de tubería perforada.
Una vez que se colocó la instalación flotante de producción, los miembros de los equipos de Tahití trabajaron de forma segura y eficiente para preparar la instalación para el primer yacimiento de petróleo, probando las líneas de flujo, las bombas y los compresores, además de completar todas las revisiones finales para comenzar y ha-cer los ajustes necesarios en los sistemas de la instalación. Ya que los miembros clave de la tripulación tuvieron un intensivo entrenamiento previo en el simulador de Chevron en tierra, estaban debidamente preparados para sobrellevar posibles situaciones de forma efectiva y segura antes de alcanzar la primera producción. Este entrenamiento aumentó la eficiencia y se espera que beneficie otros proyectos de aguas profundas al prevenir y minimizar el periodo de inactividad de un trabajador o de maquinaria.
Además de los procedimientos de inicio, la tripulación de Tahití también estaba preparada para inspecciones realizadas por la Guardia Costera de los Estados Unidos y el Servicio de Administración de Minerales de los Estados Unidos (MMS, por sus siglas en inglés). Estas inspecciones aseguraron que los sistemas de producción de la instalación estuvieran trabajando de manera adecuada, y que el equipo salvavidas, como las alarmas, los controles de equipo contraincendios y los botes, estuvieran listos para operar.
Los siguientes pasos para Tahití incluyen la evaluación de la información del desempeño del pozo y el avance con una segunda fase de desarrollo que involucra pozos adicionales y posible utilización de agua – un método de recuperación secundaria en el que el agua se inyecta en un yacimiento de petróleo para hacer que más petróleo salga de la roca del yacimiento hacia la tubería perforada de los pozos productores.
Con miras hacia el progreso
Con Blind Faith y Tahití ya operando, la atención se enfoca con más intensidad en nuevos prospectos mayores situados en aguas profundas del Golfo. Que incluyen:
El Desarrollo Regional Perdido. La primer producción de petróleo se alcanzó exitosamente al final del primer trimestre de 2010, este desarrollo tiene la plataforma de producción flotante que opera con la mayor profundidad en el mundo, con pozos en tirantes de agua de hasta 8,000 pies (2,438 m). Perdido está ubicado a aproximadamente 250 millas (402 km) al sur de Houston, Texas, el centro para el desarrollo de los campos Great White, Tobago y Silvertip. La instalación está diseñada para manejar 130,000 barriles diarios de petróleo equivalente.
La concentración de Perdido incluye una capacidad y funcionalidad de perforación para reunir, procesar y exportar producción dentro de un radio de 30 millas (48 km) alrededor de la instalación. Mediante la reducción del número y tamaño de las instalaciones y las operaciones en esta desafiante frontera tecnológica, este desarrollo regional tendrá como resultado un menor impacto ambiental. Chevron tiene una participación del 37.5% en las instalaciones del proyecto Perdido operado por Shell, y mantiene participación en cada uno de los tres campos de producción.
Jack y St. Malo. Estos descubrimientos emergentes del Terciario Inferior tienen yacimientos a profundidades de aproximadamente 26,500 pies (8,077 m). A finales del 2006, el Pozo #2 de Jack tuvo un pozo de prueba que estableció récord en un tirante de agua de 7,000 pies (2,134 m) y más de 20,000 pies (6,096 m) bajo el lecho marino, con una tasa sostenida de extracción de más de 6,000 barriles diarios de petróleo. Conforme a los planes, fue necesario que Jack y St. Malo fueran desarrollados en conjunto con terminaciones submarinas en cada ubicación y fluyendo por más de 10 millas (16 km) hacia una instalación centralizada.
Big Foot. Aunque todavía se encuentra en la fase de diseño conceptual, este proyecto será una plataforma de piernas atirantadas (TLP, por sus siglas en inglés) tipo árbol seco. Se amarrará en un tirante de agua de entre 5,300 y 6,400 pies (1,615 a 1,951 m), e incluirá una torre de perforación a bordo para desarrollos de perforación de pozos y futuras intervenciones.
Encontrando nuevos prospectos
No obstante su gran importancia, los descubrimientos como los antes mencionados son sólo parte de la historia junto con muchos otros que vendrán en un futuro.
Dos veces por año, el MMS lleva a cabo una subasta muy competitiva para concesiones en bloques costa afuera, cada uno con un área de 3 millas por 3 millas en el Golfo. Algunas de estas concesiones ya se han vencido o están por hacerlo, y la gran mayoría de ellas no han sido aún perforadas. Algunas se encuentran a profundidades de 10,000 pies (3,050 m) que, hasta hace poco, eran demasiado profundas para ser perforadas. En algunas concesiones el recurso descansa bajo escudos de sal que hasta hace poco eran invisibles para los análisis sísmicos. Otros no fueron perforados simplemente porque no habían torres disponibles. Sin importar las diferentes razones, estas concesiones saldrán al mercado nuevamente y la competencia será muy reñida.
“La subasta más reciente se llevó a cabo en marzo, y sus resultados determinarán el futuro de muchas compañías en las aguas profundas del Golfo de México,” comentó Cearley. “Para Chevron, las propiedades que adquirimos nos permitirán continuar conformando nuestro portafolio a través de la inclusión cuidadosa de nuevos prospectos.”
Como parte de su proceso de evaluación, los científicos de la tierra de Chevron clasifican a cada prospecto conforme a su volumen potencial de hidrocarburos y su probabilidad de fluir a velocidades comerciales. A los mejores prospectos de ese análisis se les da prioridad y son perforados conforme a su potencial comercial.
El poder de la asociación
Las tecnologías de punta desarrolladas a lo largo de décadas de operación en ubicaciones como las aguas profundas del Golfo de México le brindan a Chevron la experiencia y los recursos para ayudar a satisfacer las crecientes necesidades de energía alrededor del mundo. La realidad se encuentra en el mundo actual que está altamente integrado y es mutuamente dependiente, en donde los proyectos de desarrollo de energía requieren de inversiones multimillonarias en dólares y de una vasta experiencia, y no existe una compañía, sector o gobierno que pueda realizar este trabajo por sí solo.
“Ya sea que un posible proyecto involucre a una compañía petrolera nacional (CPN) o a una compañía petrolera internacional (CPI), nuestra forma de manejar el negocio es excepcionalmente similar,” dijo Gary Luquette, presidente de Exploración y Producción para Chevron América del Norte. “Necesitamos entregar cantidades crecientes de energía para satisfacer las necesidades de las economías en crecimiento alrededor del mundo.”
Luquette agregó que dichos objetivos compartidos pueden ayudar a las CPNs o las CPIs a trabajar en conjunto de manera efectiva, tal y como ha sido demostrado por la asociación exitosa de Chevron en países como Brasil y Angola y en numerosos lugares en el mundo.
“Las CPIs hacen buenos equipos,” añadió. “Tenemos los recursos para comprometernos a largo plazo con los proyectos y las sociedades. Damos apoyo a las comunidades en donde operamos y brindamos recursos tecnológicos importantes que son críticos para éxitos en un futuro. Conforme vemos hacia el futuro, no nos queda duda de que el hecho de proveer la energía que la gente necesita para mejorar sus condiciones de vida depende del poder de la asociación.”
* Periodista con 25 años de experiencia cubriendo el sector energético y con amplia experiencia en temas técnicos y de negocios. Escribió para Texaco durante cinco años y desde 2006 escribe bajo contrato para Chevron.
Energía a Debate es una revista bimestral de análisis y opinión
de temas energéticos, editada por: Mundi Comunicaciones, S.A. de C.V.
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