[fullwidth style=”parallax” fullwidth=”yes” background_color=”” background_image=”http://contralinea.com.mx/archivo-revista/wp-content/uploads/2015/11/petroleo-subasta-plx.jpg” background_repeat=”no-repeat” background_position=”left top” mesh_overlay=”no” border_width=”1px” border_color=”” padding_top=”20″ padding_bottom=”300″ padding_left=”20″ padding_right=”20″ text_align=”” text_color=””]
Estas líneas tienen el objetivo de describir algunas características de los campos que el gobierno ofrecerá al capital privado en la próxima subasta que se realizará el 15 de diciembre de este 2015.
Las subastas pueden ser analizadas desde múltiples enfoques, y para quienes estudiamos las reservas y el potencial petrolero en México ofrecen la oportunidad de conocer la evaluación de las empresas privadas sobre la situación de nuestra dotación petrolera. La experiencia, hasta ahora, permite ver que las grandes petroleras, en general, se han mostrado muy poco interesadas, no ven atractivo un gran número de los bloques que el gobierno ha ofrecido aunado a la caída de los precios. Todo esto explica el elevado número de licitaciones desiertas.
La tercera convocatoria de la Ronda Uno comprende 25 campos maduros en tierra, aunque, como aquí veremos, algunos realmente más que maduros son casi improductivos.
Más de la mitad, 15 campos de los 25, están ubicados en las cuencas del Sureste, reputadas como las más generosas de este país, pero aquí veremos que no necesariamente la ubicación, incluso en un segmento del Pilar Reforma Akal, es garantía de gran potencial.
Comenzamos por los aceiteros más prospectivos de la Cuenca Salina del Istmo y continuaremos descendiendo para dejar al último los campos o bloques de gas no asociado, que consideramos con escasas posibilidades de recibir ofertas.
Los criterios que deciden su prospectividad, según nuestra perspectiva, no son, principalmente, los términos y condiciones de los contratos, sino su potencial geológico: 1) que sean aceiteros; 2) que ofrezcan posibilidades de producción inmediata; 3) otro factor que los mejora son sus posibilidades de ofrecer nuevo petróleo en extensiones por explorar, como es, en algunos casos, su cercanía a formaciones subsal; 4) los costos son un factor determinante en las circunstancias actuales.
Las áreas más atractivas serían aquellas donde la curva de producción muestra éxitos cuando algunos métodos o herramientas como los sistemas artificiales de producción han sido probados.
Campos que reúnen estas condiciones son los subsal del Istmo de Tehuantepec, Oaxaca: en primer lugar, encabezando nuestra lista, están algunos pozos de Moloacán y Ciuchapa donde Petróleos Mexicanos (Pemex) recientemente demostró explotación comercial.
La gráfica 1 muestra agrupados en tres conjuntos: Burgos, los de Norte; Tampico-Misantla; y los del Sur (ver grafica 1).
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El primer grupo cuenta con elevada posibilidad de que el capital privado formule ofertas: el subsal mexicano.
Fue descubierto en 1948 en el municipio de Moloacán, Veracruz, aunque algunos de sus pozos se ubican en lo que hoy son los municipios de Minatitlán y Cuichapa. Produce aceites de 30 grados American Petroleum Institute (API). A la fecha cuenta con más de 250 pozos. La curva muestra su historia de producción de 1960 a 2014 (ver gráfica 2).
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Durante la administración del ingeniero Raúl Muñoz Leos se realizaron inversiones que permitieron a Pemex ensayar exitosamente con sistemas de bombeo para rehabilitar algunos pozos, los resultados se observan en un leve repunte de la producción.
El posible atractivo radica en la posibilidad de que empresas –incluso algunas tabasqueñas–, especializadas en sistemas de bombeo, se decidan a continuar los ejercicios de producción artificial, como también se llama al bombeo, y sobre todo a desplegar nuevas campañas de exploración en busca de nuevos yacimientos en estratos subsal.
Este fue descubierto en 1934 siendo una de las últimas perforaciones de El Águila, de la Royal Dutch. A la fecha tiene poco más de 250 pozos, pero sólo el 12 por ciento permanece abierto (datos de las auditorías que realizó la administración de Muñoz Leos al inicio, publicadas parcialmente en 2002, al comenzar nuevas inversiones como parte de su Primer Plan de Negocios).
La curva muestra su historia de producción de 1960 a 2013 (ver gráfica 3).
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La curva sólo muestra el agotamiento de los recursos convencionales. La exploración subsal, aunque empezó desde el sexenio de Ernesto Zedillo, realmente ha sido muy pobre por falta de inversiones. Los pozos para esta nueva provincia subsal son muy profundos. Los únicos dos equipos que logró contratar Pemex tardaron años, incluso, para arribar al país, y el primer pozo, caso muy raro, se perdió por un incendio ocurrido en la pera.
En el segundo grupo se encuentran casos que requieren información adicional.
Descubierto en 2007, se ubica a 9.5 kilómetros de Paraíso, Tabasco. La mitad del yacimiento está en tierra y la otra mitad bajo las aguas del Golfo de México. Una falla lo separa del Puerto Ceiba.
Tajón es muy interesante: se estima en el Mesozoico, en formaciones subsalinas; es decir, estuvo oculto bajo la sal hasta que las nuevas herramientas de sísmica, con mayor resolución, pudieron detectarlo, como casi todos los de este nuevo grupo. Se encuentra a profundidades muy grandes: más de 6 mil metros de profundidad; es hermano gemelo de pozos como Guince y Nelash. Conjeturamos que pertenece al mismo proyecto.
Quizá deban revisarse sus cifras, su volumen original 3P (reservas calculadas a partir de la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles) es de 1 mil 652 millones de barriles de aceite, pero su reserva probada es de sólo 13 millones, sus reservas 2P (cálculo de reservas probadas más las probables) ascienden a 120 millones de barriles equivalentes de crudo. Un estudio de los ingenieros Gustavo Reyes y Arturo Rosas plantea que se trata de estructuras modificadas por la sal. Tiene baja permeabilidad y porosidad, por lo que se propuso explotación secundaria o terciaria (“Analogía estructural entre el Campo Tajón y Puerto Ceiba”, Simposio de Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, Nuevas tendencias en la caracterización y explotación de yacimientos fracturados, Villahermosa, Tabasco, 22-24 de noviembre de 2009).
La curva de Tajón es una anomalía: con un original in situ tan elevado, en casi 10 años apenas se han extraído 1 millón y medio de barriles, antes de cualquier actividad tendrá que realizarse una investigación de los problemas que causaron la interrupción del flujo (ver gráfica 4).
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En el mismo grupo colocamos a Paraíso, donde se repitió el fenómeno de interrupción abrupta del flujo. La perforación de tres pozos permitió una producción acumulada de 3 mil barriles de aceite, pero en 2 meses se desplomó a menos de 100 barriles, misma que se pudo sostener por 1 año y medio. Pero pocos meses después el campo cesó de producir.
La curva muestra el fenómeno (ver gráfica 5).
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¿Qué pudo pasar con este campo?
En este campo Pemex ha perforado dos pozos, en el sexenio de Felipe Calderón el Calicanto-1, probado en dos intervalos con escasa producción, y en 2013 el Calicanto 101, terminado el 15 de octubre de ese año. Este último, aunque mejoró la cifra de producción inicial, no logró mantenerla, y para abril de 2014 apenas estaba aportando 50 barriles diarios.
La curva siguiente muestra el aforo durante 6 meses. Es un caso similar al de Paraíso (ver gráfica 6).
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Adelantamos que es improbable que alguna empresa privada se encuentre dispuesta a exponer unos 15 millones de dólares en un nuevo pozo mientras no se resuelva el enigma de la caída de la producción a los pocos meses. Los datos de la Sener publicados en 2015 son contradictorios: ocultan la producción acumulada que hemos reportado.
Mayacaste es sólo un pozo. En nuestras libretas de entrevistas con los equipos de perforación de la década de 1980, aparece como “suspendido por accidente mecánico”. La tubería quedó atorada en un caso típico que los trabajadores llaman “pez” o “pescado”. Actualmente sería fácil de resolver con un side track (la perforación de un nuevo agujero paralelo, pero utilizando parte del pozo ya perforado), pero, desde luego, se requiere la información de la bitácora de perforación. Posiblemente sería necesario un nuevo pozo (ver gráfica 7).
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Algunos periódicos han publicado incluso cifras de reservas de Mayacaste, cuando –ya lo hemos dicho– ni siquiera concluyó su perforación. También debemos corregir los datos sobre su ubicación. Realmente el pozo se perforó en el municipio de Comalcalco, Tabasco, precisión que formulamos interesados en definir los análogos con los que pudiéramos correlacionarlo.
Las estructuras llamadas Cinturón Plegado Reforma Akal presentan diferencias en su larga trayectoria de varios cientos de kilómetros: los depósitos más ricos se encontraron en la planicie costera; pero avanzando al Sur, ya en la sierra de Chiapas, la experiencia que hemos constatado es que todos los descubrimientos fueron de menor potencial. Las estructuras en la sierra no son como en la llanura costera, donde el área de sedimentos puede extenderse por kilómetros.
El grupo de campos descubiertos en la sierra de Chiapas es importante y numeroso, pero ninguno con volúmenes comparables al de la planicie costera. Intentamos mostrar lo anterior con los datos del volumen original in situ y la producción acumulada de los cinco campos chiapanecos de la licitación del 15 de diciembre en el siguiente cuadro (ver cuadro 1).
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El más grande es Mundo Nuevo, que tuvo 86 millones de aceite como original in situ, de los que ya fueron extraídos alrededor de un tercio. Se perforaron 16 pozos y ahora sólo continúan operando dos. Sus reservas fueron evaluadas apenas en medio millón de barriles como 3P. La curva de 1977 a 2013 muestra una explotación precipitada en los primeros años. Hoy, quizás es remota la posibilidad de elevar el factor de recuperación y extraer ¿otros 3, quizá 4 millones? (ver gráfica 8).
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En segundo lugar se encuentra Topén, con 40 millones de barriles originalmente en el subsuelo, de los que apenas se han extraído 7 millones 600 mil barriles. Es un factor de recuperación bajo, está indicando que el 80 por ciento del recursos aún permanece en el yacimiento (ver gráfica 9).
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Con un original in situ de 37 millones de barriles y una producción acumulada de 20 millones, su factor de recuperación es elevado, lo que se explica por tratase de ultraligeros y condensados que prácticamente se evaporan casi al salir del agujero. Es razonable considerar que nuevas técnicas permitirían extraer algunos millones adicionales.
La gráfica a continuación corresponde a su curva de producción (ver gráfica 10).
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Fue descubierto en el gobierno de Vicente Fox. Resalta por sus dimensiones tan pequeñas: 13 millones de original in situ y apenas 2.8 millones producidos.
La escasa producción no permitió construcción de oleoductos y el aceite se transporta en carros tanque (ver gráfica 11).
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Descubierto en 1990, también es notable su pequeñez: apenas 9 millones de barriles originalmente en el subsuelo. Se han extraído 3 millones (ver gráfica 12).
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Estos fueron descubiertos en el periodo en el que Poza Rica, Veracruz, estaba declinando y aún no se contaba con los grandes campos de Tabasco y Chiapas. Se trata de los sexenios de Ruiz Cortines (el de Tecolutla), López Mateos (el Barcodón, el Paso de Oro y La Laja) y Díaz Ordaz (el Pontón). Su rasgo principal es que son muy pobres, dos de ellos incluso improductivos.
Un dato sorprendente es que de cinco campos, Sener reporta a dos de ellos (La Laja y Paso de Oro, marcados con color amarillo) con cero producción, después de más de medio siglo de su descubrimiento; pero sumando el número de pozos perforados, en ambos tenemos 14 pozos. La pregunta obvia es: ¿qué pasó ahí?, ¿por qué, a pesar de que no se obtenía producción, se perforaron más de 2 docenas de pozos?
La respuesta es que Sener no percibe las contradicciones de su propia información y actúa con negligencia y apresuramiento. Realmente ignora el verdadero valor de los “activos” que pretende licitar (ver cuadro 2).
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En los archivos de la Sener deben estar las estadísticas históricas que, aunque como piezas de un rompecabezas, permiten conocer cifras de producción por lo menos en algunos años: Pontón, según la auditoría realizada en 1979, estaba produciendo, en ese año, siete barriles diarios, es decir, casi unas cubetas. En el campo Paso de Oro, la misma auditoría de 1979, reportó, a 10 años de su descubrimiento, una producción de 17 barriles diarios.
Por otro lado algunas empresas ya tienen experiencia en campos maduros de la Región Norte y ahora están planteando que la única manera de lograr una rehabilitación comercialmente viable es con contratos que incluyan la recuperación de sus costos. Si los contratos de licencia excluyen esa contraprestación habrá menos interés.
Todavía peor para el intento privatizador de Peña Nieto: podemos adelantar a nuestros lectores que Petrofac, empresa que ya estaba trabajando en dos áreas terrestres de campos maduros de la Región Norte bajo el esquema de Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP), ha iniciado el proceso de devolución de por lo menos una de sus áreas forzado por la nula rentabilidad de la misma.
La noticia se anunciará oficialmente cuando supuestamente no afecte los resultados de la licitación en curso.
Quinto grupo: el paquete de campos de gas con escasas posibilidades
Como adelantamos, las áreas de gas no asociado, por ahora, han quedado afectadas por la sobreoferta en el mercado de América del Norte. A los campos en Burgos debe agregarse el Fortuna Nacional, en Macuspana, Tabasco.
Podríamos concluir señalando que los contratiempos descritos explicarían que la respuesta del gobierno, que parece imposibilitado de suspender las licitaciones, es la incorporación a la Ronda Uno, vía farmouts, de proyectos como Tsimin, que hoy es la joya de la corona, como ya se anuncia en el extranjero.
Fabio Barbosa*
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
[BLOQUE: ANÁLISIS][SECCIÓN: PETROLERO]
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