Enrique Peña Nieto tiene prisa para licitar al capital privado áreas en lutitas. Sus asesores tienen la creencia de que existe un gran potencial en México que permitiría continuar con el modelo de financiar el gasto fiscal con la extracción de hidrocarburos; pero, como hemos repetido, en asuntos del petróleo la geología tiene la última palabra. En este artículo realizaremos un primer vistazo a los resultados, de 2013, que la geología ofreció en las formaciones de lutitas. Es un intento de asomarnos a las perspectivas en el corto plazo.
Nosotros contamos a partir del Nuncio y Gama. En ambos, la perforación comenzó el 14 de diciembre de 2012. El cuadro muestra cuatro éxitos y cinco fracasos, una tasa de éxitos de 44 por ciento; los de Calderón fueron sólo dos fracasos y siete con producción, es decir, una tasa más elevada.
La tasa de éxitos es uno de los indicadores de resultados de la exploración. Es la relación: número de pozos productores-total de pozos exploratorios perforados. Si las compañías contratadas –con Calderón y con Peña– tanto para el sondeo sísmico, la determinación de las localizaciones, como para perforar los tramos verticales, la sección horizontal y para realizar las fracturas son las mismas (Schlumberger y Halliburton), ¿por qué la caída de la tasa de éxitos? La única respuesta razonable es la siguiente: es lo que la geología ofrece.
En cuanto a los volúmenes de hidrocarburos descubiertos, también los pozos perforados o iniciados en el gobierno de Calderón fueron más abundantes en aceite que los de 2013.
El pozo Anhélido, iniciado el 6 de julio de 2012, tuvo una producción inicial de 286 barriles diarios; en tanto que el más “importante” del año pasado, llamado Gama, apenas alcanzó 12 barriles diarios de producción inicial. Como se sabe, Carlos Morales Gil [exdirector de Pemex Exploración y Producción] anunció que Anhélido estaba produciendo 400 barriles diarios (El Universal, 7 de marzo de 2013), pero una consulta por medio de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental, realizada por mi amigo y compañero de lucha Eduardo Santos, reveló que la producción inicial de ese pozo fue de 286 barriles diarios.
La misma consulta también permitió confirmar que, a pesar de anuncios oficiales, no se había iniciado la perforación de un segundo pozo.
Pero no todo fue negativo en 2013. En la parte de la Cuenca de Burgos en Nuevo León, entre los municipios Los Ramones y China, al Oriente de Monterrey, el pozo Tangram, en lutitas, tuvo una producción inicial de casi 11 millones de pies cúbicos de gas natural. Es el de mejor producción inicial de todos los descubiertos en México en lutitas.
En esta publicación hemos confesado que los petroleros apenas estamos intentando aprender sobre lutitas mediante lo poco que se conoce de la experiencia en Estados Unidos. Especialmente, establecer las diferencias entre la vieja dotación de campos convencionales y este nuevo tipo de formación geológica. Una primera lección aprendida es la diferencia en el ciclo de vida del pozo, del campo y, por lo tanto, del proyecto económico. En los convencionales, el pico de producción se alcanza después de algunos años; luego, la etapa de madurez puede presentar alta productividad y, en algunos casos, si el pozo es correctamente administrado, puede prolongarse 5 o 6 años; al final ocurre la declinación (recordemos, para ejemplificar, que Cantarell inició su producción en 1979 y comenzó la declinación en 2004, esto es 25 años después del arranque). En las lutitas, la declinación comienza de inmediato. Es una peculiaridad importante; además, la tasa de caída es muy acelerada: en algunos casos del 80 por ciento o más sólo en el primer año.
De lo anterior se desprende que cuanto más alta es la producción inicial, mayor el flujo de efectivo en los primeros meses, más rápida la tasa de retorno, mejor la rentabilidad, etcétera.
En los cuadros se muestra la producción inicial de Tangram, muy elevada comparándola con las cuencas de Estados Unidos.
Desde luego también es necesario considerar la tasa de declinación que mide la caída del flujo de hidrocarburos; la combinación de ambos permite una aproximación a la recuperación final estimada. El cuadro 2 ofrece algunos casos que permitan hacer comparaciones.
Pemex aún no había informado nada sobre Tangram cuando ya estaban circulando hipótesis de que este pozo y otros de Burgos amenazaban la cortina de la presa El Cuchillo. Escribimos “amenaza” porque nadie ha hablado de afectaciones; nadie ha comprobado algún daño; pero es muy importante que fue un funcionario de la Comisión Nacional del Agua quien relacionó las perforaciones y los frackings (fracturación hidráulica) con la seguridad de El Cuchillo, la presa que construyó Carlos Salinas para abastecer a Monterrey afectando, aquí sí, a agricultores tamaulipecos.
Han ocurrido temblores en el área cercana y el ingeniero Ernesto Romero, director de Infraestructura Hidroagrícola de la cuenca del Río Bravo, declaró el 4 de marzo pasado lo que a continuación transcribimos:
“Muchos han tratado de ligar los movimientos telúricos con los llenados de las presas, pero […] están más ligados con las perforaciones que se están realizando en la cuenca de Burgos […]; la presa de Cerro Prieto la estamos monitoreando constantemente, pero donde más se han detectado los movimientos es en El Cuchillo […]; los sismos, los han querido ligar con el llenado, pensamos nosotros que es más dado por las perforaciones que están haciendo en Burgos, eso es lo que pensamos.”
Unas semanas más tarde, en La Jornada del 23 de marzo pasado, se publicó el reportaje de Sanjuana Martínez que documenta con fotografías los daños a las viviendas en varios municipios cercanos al Tangram.
Un último comentario: en la lista actualizada de pozos mencionamos a Serbal, Batial, Céfiro, Mosquete y Nerita como pozos que fracasaron, pero en los reportes oficiales no se dice una palabra de ellos.
Así Peña parece adelantarse al estilo estadunidense, cuyas estadísticas no informan sobre los fracasos sino hasta años después. Los reportes de Pemex tampoco informan sobre la ubicación geográfica de las perforaciones porque, siguiendo el estilo yanqui, es reservada.
Todos los informes sobre resultados afectan las licitaciones: si son descubridores, atraen inversionistas; y del mismo modo, al lado de un bloque que fracasó, evidentemente existe un riesgo más alto y ocurre una disminución en precios de los arriendos y de los royalties (regalías). En Pennsylvania, parte de la cuenca Marcellus de Estados Unidos, incluso expresamente se legisló como “reservada” por 5 años. Lo repetimos porque se augura que en el futuro la información será cada vez más escasa e, igual que en Estados Unidos, la información al público la darán las empresas propietarias de las concesiones.
Comenzamos este artículo afirmando que la reforma de Peña Nieto puede fracasar o sólo lograr magros resultados en el objetivo de elevar la producción de hidrocarburos, además de que las licitaciones en algunas áreas pueden ser desairadas por los inversionistas extranjeros. Terminamos nuestra nota resumiendo los argumentos aquí planteados y enfatizando algunos datos sobre contenidos en la lista de las experiencias mexicanas.
Primera: aun considerando el dato sobre producción inicial de Tangram, es un pozo de gas, y la explotación de este hidrocarburo no es rentable a los precios actuales; tal vez lo será en el futuro, cuando los precios se eleven.
Segunda: todos los pozos del lado mexicano, con excepción de Anhélido, han sido muy pobres en aceite.
Tercera, y es la conclusión más importante: hasta ahora la geología se burla de los privatizadores. Lo único que podría cambiar el panorama es pegarle a un área grande de crudo (los gringos la llaman una sweet spot). Un descubrimiento importante puede realizarlo Pemex, que en la Ronda Cero pidió quedarse con algunas áreas en lutitas. Tampoco descartamos algún inversionista privado, aunque sólo se ha apuntado Ancira, del Grupo Acerero del Norte, que afirma que quiere extenderse de la minería y la siderúrgica al gas de lutitas; en cambio, Chicontepec parece más atractivo, tanto para las empresas privadas nacionales como extranjeras.
Finalmente, sobre el planteamiento de que basta un pozo importante para definir un buen potencial e iniciar el desarrollo en lutitas, nuestros amigos de la Universidad de Siracusa, en el estado de Nueva York, Estados Unidos, nos han advertido ser más cautos; que debe señalarse, al mismo tiempo, que se necesitan miles de perforaciones para el desarrollo. El mejor ejemplo es la cuenca Barnett, donde, entre 2004 y 2012 –el periodo de arranque y la fecha de declinación– se perforaron 16 mil pozos, lo que implica más de 1 cuarto de millón de frackings.
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
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