Este texto intenta formular algunas precisiones sobre los bloques que algunas petroleras han comprado en las subastas para luego dejarlos abandonados, como en el caso de Halliburton; ahora, matizando, expondremos la situación en los que, por el contario, se constata alguna actividad, aumentos en la producción e incluso nuevas reservas descubiertas. Se trata de ofrecer información adicional, pues sólo en la medida que avancemos en su acopio podríamos mejorar nuestra comprensión de la situación y las perspectivas de un proceso tan importante.
Por otro lado, en las subastas, algunas empresas se agrupan y reagrupan, forman consorcios con diferentes nombres, con el único propósito de participar en el evento; hemos visto que algunos de esos acuerdos se realizaron incluso días antes de la subasta. Un lector me recordó que la Petrolite, ganadora de un bloque, es hoy parte de Halliburton; de ahí la necesidad de contar, por lo menos, con alguna información sobre las empresas.
Comencemos por insistir que si se caracteriza a la reforma energética como la pretensión de elevar la producción de hidrocarburos y obtener nuevos ingresos fiscales en este sexenio, hay un consenso generalizado de que ya fracasó. Aun en el supuesto de que las dos próximas subastas de este año 2015 resultaran un éxito completo, el gobierno de Enrique Peña no podrá revertir la caída de la extracción y el deterioro de los ingresos petroleros; por el contrario, tenemos que advertir que la codicia y apresuramiento del grupo que detenta el gobierno incluso puede reventar al complejo Ku-Zaap-Maloob, lo que implicaría un nuevo escenario económico aun más difícil.
La reforma energética no comenzó en el actual sexenio. Es un proceso de apertura del sector exploración y producción al capital privado que comenzó hace varios años. La transferencia de bloques y campos se ha realizado introduciendo tres tipos de nuevos contratos:
En el gobierno de Vicente Fox, en 2004: el contrato de obra pública financiada (COPF, modalidad del contrato de servicios múltiples).
En el sexenio de Felipe Calderón, en 2008, el contrato integral de exploración y producción (CIEP).
En el actual gobierno de Peña Nieto, hasta ahora: el contrato de producción compartida (CPC).
En los cuadros presentamos el conjunto de las licitaciones realizadas utilizando el modelo del CIEP.
Adelantaremos ahora alguna información sobre las empresas ganadoras, sus actividades realizadas y logros. Por el número de contratos firmados y número de campos que opera, deberíamos empezar por la inglesa Petrofac; pero atendiendo a los volúmenes de producción de hidrocarburos, la más importante es el Grupo Diavaz. Su presidente, el ingeniero Luis Vázquez Sentíes, ha narrado que pasó su infancia prácticamente jugando entre tanques y ductos petroleros, pues su padre trabajó en esa industria (véase su disertación de ingreso a la Academia Mexicana de Ingeniería). Así, su compañía ha sido proveedora de bienes y servicios para Petróleos Mexicanos (Pemex) desde hace décadas, pero su práctica en exploración y producción operando campos apenas se inició en 2005, cuando ganó los bloques llamados Cuervito y Fronterizo, en la cuenca de Burgos, en el esquema que ya mencionamos de los COPF (modalidad del contrato de servicios múltiples). En esta inicial experiencia se asoció con la brasileña Petrobras y la japonesa Teikoku Oil; más tarde, en 2007, obtuvo el importante contrato para rehabilitar y operar 400 pozos en el sector Ébano Pánuco Cacalilao. En este nuevo proyecto participó asociado con la gran empresa China Sinopec.
En 2012, cuando empezaron las subastas de los campos en el esquema CIEP, Pemex decidió que el bloque Ébano no debería ser licitado, sino asignado directamente al mismo consorcio Diavaz-Sinopec, que ya había iniciado la rehabilitación de ese campo. Así, el 1 de enero de 2013, se formalizó el nuevo contrato.
El bloque Ébano es excepcional por sus dimensiones: 1 mil 600 kilómetros cuadrados. Para compararlo, lo que hemos llamado “los terrenitos de Halliburton” (Contralínea 453) son 12 veces más pequeños: apenas 128 kilómetros cuadrados.
En el bloque Ébano, a la fecha se produce un estimado de 12 mil barriles diarios. Comprende campos como el Chijol, que fue de la Huasteca Petroleum Company y ahora resurge en el mapa petrolero de este país. Considerando sus contratos COPF y CIEP, para septiembre de 2014 Diavaz y sus socios producían 24 mil 100 barriles de petróleo crudo equivalente (Diavaz, ponencia en el Second Annual Eagle Ford Burgos Basin Cross-Border Developement Summit 2014).
En 2013, Diavaz, ahora asociado con Weatherford, decidió participar en la licitación de Chicontepec y, como ya explicamos en un artículo anterior, ganaron el bloque Miquetla, ofreciendo 98 centavos de dólar, es decir dejando, virtualmente, todas las utilidades operativas para el gobierno.
Con el derrumbe de precios, las actividades necesariamente tenían que suspenderse, porque el costo en Chicontepec es de 42 dólares por barril, pero los socios muestran una política diferente, mientras Diavaz parece dispuesta a permanecer en esa área tan difícil, Weatherford ya hasta cerró sus talleres y bodegas.
Quiero advertir al lector de nuestras inseguridades: la aseveración de que Diavaz se muestra dispuesta a permanecer en Chicontepec se apoya apenas en algunas expresiones del ingeniero Vázquez Sentíes, quien, por ejemplo, ha dicho: “Nosotros pensamos que existe algún potencial de shale oil en Miquetla”. También ha afirmado: “Tenemos que encontrar una manera de extraer cada barril con un costo menor a 42 dólares, lo que nos permitirá mantener la diferencia como ganancia” (“Understanding production cost in Chicontepec”, publicado en el anuario Mexico oil & gas review, 2014, un material imprescindible que recomiendo a mis alumnos).
Sobre Petrofac y sus éxitos en el campo tabasqueño Santuario que ganaron en la licitación de campos maduros de la Región Sur, ya hemos publicado información que naturalmente no repetiremos, véase Contralínea 433, del 19 de abril de 2015.
Petrofac y Slumberger continúan ensayando procesos de calentamiento in situ para los campos de pesados Pánuco, Topila y Cacalilao, en el Norte de Veracruz. Su producción pasó de 2 mil 51 barriles, en 2013, a 2 mil 870 en 2014.
Petrofac es la primera empresa privada que incursiona como operadora en aguas someras del Golfo de México. Ganó el bloque Arenque, que, en su nueva etapa, inició operaciones el 13 de julio de 2013. Harry Bockmeulen, gerente de Petrofac en México, afirma que Arenque “es un bloque fantástico”, ya que sus 2 mil kilómetros cuadrados “equivalen a tener casi 10 bloques en el Mar del Norte”. Su producción pasó de 4 mil 332 barriles diarios, en 2013, a 5 mil 164 en 2014, por lo que mister Harry afirma que su bloque “tiene un enorme potencial” (“Setting down roots in the mexican industry”, Mexico oil & gas review, 2014).
Como puede verse en la ilustración, la mayor parte de los campos de Monclova Pirineos Gas (MPG) y Alfa se ubican en la porción central de la antiquísima Faja de Oro, la primera gran zona petrolera de este país; el resto es lo que consideramos las extensiones de Poza Rica, los campos San Andrés y Hallazgo.
El ingeniero Luis Velázquez, director general de MPG, ha sido muy claro compartiendo sus dudas y la necesidad de tiempo para realizar estudios concretos y poder obtener conclusiones. Citamos algunas de sus afirmaciones, todas transcritas del anuario Mexico oil & gas review 2014: “Aunque hemos asignado un alto potencial a la Faja de Oro […] no es fácil de explorar y evaluarla adecuadamente […] pero MPG está dispuesto a perforar dos pozos de desarrollo y un exploratorio”.
A la pregunta sobre qué desafíos técnicos y oportunidades han identificado, dice que es temprano para responder: “MPG sólo ha estudiado los bloques durante unos meses. Todavía estamos aprendiendo sobre las dificultades que se encuentran en estos campos maduros”.
Los historiadores petroleros que nos hemos ocupado de esa área siempre nos referimos al problema de la rápida invasión de agua que sufre. El ingeniero lo expresa diciendo: “Tenemos que saber dónde está el nivel del agua en los pozos invadidos […] para planificar mejor los proyectos”.
Sólo para abundar sobre las incertidumbres, pero también los avances realizados, transcribiremos otras líneas: “La comprensión de la poca información disponible en Tierra Blanca ha sido difícil. Sólo tenemos datos sísmicos en tercera dimensión (3D) para el 30 por ciento del bloque […] es una herramienta muy cara para su uso en este momento.
“MPG tiene unos 2 años para decidir adecuadamente si quedarse y desarrollar estos campos o no”. Los campos del bloque Tierra Blanca no presentan aumentos de producción a partir de su privatización, en cambio, los del bloque San Andrés tuvieron una producción de 1 mil 673 barriles de aceite en 2013 y lograron elevarla a 2 mil 508 en 2014.
Cheiron Petroleum Company, empresa que algunos analistas consideran originaria de Egipto y otros una simple filial de la estadunidense Pico International Petroleum, es un caso excepcional. Ganó el Bloque Altamira en junio de 2012, tomó el control del campo a comienzos de 2013 e inmediatamente inició lo que la propia empresa califica como “un agresivo programa de trabajo”.
Cheiron, en su página de internet, describe ese plan integrado entre otros por los siguientes aspectos: 1) una “extensa” campaña de sísmica 3D; 2) obras de optimización en las instalaciones superficiales; 3) inicio de los estudios de las tecnologías de recuperación mejorada adecuados a las características del campo y, finalmente, la perforación de nuevos pozos. Sobre esto último hubiera sido deseable desglosara ubicaciones y fechas.
Los resultados en términos de producción han sido escasos. En 2013 se extrajeron 1 mil 440 barriles de aceite y en 2014 la cifra se elevó a 1 mil 776 barriles.
1) Halliburton, en Humapa y Soledad. Este último fue ganado por Petrolite, filial de Baker Hugues, pero ésta ha vendido todos sus activos a la temible Halliburton; 2) Perforadora Latina, en Pitipec; y 3) Vitol Energy, que “controla” dos bloques de Chicontepec: Miahuapan y Amatitlán.
A esta lista podríamos agregar, aunque la inactividad obedece a causas distintas, al bloque Atún, que no recibió ofertas y se mantiene desierto, y Carrizo, en Tabasco, que fue devuelto por Schlumberger por la resistencia de la población (Contralínea 443).
Nuestro repaso quizá invita a secundar la cautela de los ingenieros que piden tiempo para realizar estudios específicos y paciencia para inferir conclusiones contundentes.
Hasta el momento parecen predominar empresas pequeñas como Diavaz, Petrofac y Monclova Pirineos Gas; las grandes petroleras han comprado la información, se han mostrado interesadas, pero sólo tres de ellas (Schlumberger, Halliburton y Sinopec) han comprado bloques, de continuar esta tendencia tendríamos más datos que acaso permitirían vislumbrar el curso futuro del sector petrolero de México en el mediano plazo: numerosas empresas pequeñas operando campos cada vez más pequeños.
También es conveniente reflexionar en los escasos volúmenes que aquí hemos citado como producciones agregadas gracias a la reforma, y contrastarlos con el discurso de los políticos que continúan parloteando sobre cifras millonarias, como viviendo en un mundo de fantasía.
Fabio Barbosa*
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
[BLOQUE: ANÁLISIS] [SECCIÓN: PETROLERO]
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