No es una sorpresa: era imposible continuar perforando en Coahuila y Tamaulipas pozos con costos superiores a 20 millones de dólares, que se agotan a los 3 años y no permiten recuperar ni el 10 por ciento de la inversión. Esta nota pretende un primer planteamiento sobre las causas del fracaso y explicar el nuevo programa de exploración iniciado al Norte de Veracruz.
Costos en Texas, 10 veces menores a los de Pemex
Como todo mundo sabe, se atribuye el contratiempo a la geología: en ninguno de los ocho pozos perforados se descubrieron condensados que podrían elevar la rentabilidad al proyecto, pero, como examinaremos en este texto, el problema es más complicado: los costos de Petróleos Mexicanos (Pemex) son tan elevados que ni aun con precios al doble podría continuar los proyectos sólo de gas.
Al otro lado de la frontera, en Texas, en la Cuenca Barnett, la perforación de pozos similares tiene un costo de apenas 2 millones de dólares. La diferencia abismal exige una investigación cuidadosa, que desde luego no hemos concluido, pero ya es posible adelantar algunos datos.
Citamos cifras de un estudio publicado en 2011 por el Departamento de Energía de Estados Unidos titulado A comparative study of the Mississipian Barnett Shale, Ford worth basin and Devonian Marcellus Shale Appalachian Basin. Desde luego, sólo tomamos como análogos los campos de shale oil y shale gas de la cuenca Barnett. En aquella área, igual que en Coahuila, “los pozos tienen, típicamente, una tasa de flujo modesta, pero ellos tienen también modestos costos” (página 86). La inversión en pozos verticales es de 1 millón de dólares, y en los horizontales –como anotamos– del doble. Comparten otras características: también los pozos texanos de lutitas declinan entre 50 y 55 por ciento desde el primer año. No obstante, “la tasa de retorno, comúnmente, alcanza el ciento por ciento a los 12 meses, o de 65 por ciento en áreas fuera del llamado “núcleo del yacimiento’” (ídem), una diferencia es que, en Barnett, los texanos lograron descubrir además de gas, aceite y líquidos de gas propano, butano y otros.
Es necesario repetir que los costos de 2 millones por pozo corresponden a Barnett. Otros informes gringos sobre costos en ocho cuencas de lutitas muestran un abanico que varía de menos de 1 millón, a casi 10 millones de dólares por pozo.
En México, las actividades de Pemex no se han limitado a Coahuila y Tamaulipas. Desde 2010 también inició campañas de sísmica e investigación geoquímica en otras áreas, que se vigorizaron en 2012 con recursos del Fondo Sectorial Conacyt-Sener (fideicomiso creado para “atender las principales problemáticas y oportunidades en materia de hidrocarburos” por el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología y la Secretaría de Energía).
El nuevo proyecto
El cuadro y mapa que acompañan este artículo señalan las provincias, evaluaciones y tipo de hidrocarburos en el nuevo programa, explicado por el doctor Pedro Silva, subdirector de Gestión de Recursos Técnicos de Pemex Exploración y Producción.
El área principal ahora se ubica al Norte de Veracruz, en la que se espera encontrar, principalmente, shale oil, es decir, el ansiado aceite cuya producción desciende en México desde hace casi 10 años, que amenaza los ingresos fiscales y que todos codician por sus precios arriba de ¡100 dólares! En tales condiciones, los de exclusivamente gas pasan al cajón de proyectos “en estudio”.
Una evaluación preliminar de Pemex Exploración y Producción del potencial de la zona jarocha de lutitas asciende a la cifra que nos parece fabulosa y exagerada de casi 35 mil millones de crudo equivalente (como recurso, no como reserva), Pemex dispone ya de unas 20 localizaciones, y para 2013 se espera un vasto programa de perforación con 175 nuevos pozos –casi el triple de los pozos de exploración en el sexenio de Calderón– pero sólo para un proyecto, en un área de unos 20 mil kilómetros cuadrados.
Esta nueva zona, paralela a la costa del Golfo de México, presenta la ventaja de que puede utilizarse agua de mar en los fracturamientos.
Los proyectos de gas húmedo se desplazan al segundo lugar y las áreas con solamente gas seco, como Sabinas, serán diferidas.
En el cuadro y mapa que adjuntamos se muestra que la región fronteriza, una franja de casi 1 mil kilómetros (ilustrado en color naranja) por el momento queda “en estudio”, eufemismo para evitar decir “cancelada”.
Conclusión
Tres años de desarrollo del proyecto de exploración y producción en las formaciones de lutitas permite concluir que la explotación del shale gas/oil, además de la complejidad geológica, es un proyecto en el límite de la rentabilidad. En el caso de resultar exitoso no se trata de un regreso a la fiesta de las ganancias que pregona la propaganda.
No obstante los impresionantes avances técnicos, sólo la perforación podrá confirmar las evaluaciones formuladas por los geólogos y geofísicos. Los interesados debemos mantener un cuidadoso monitoreo sobre el desarrollo de las actividades en la zona Norte, ahora convertida en un gigantesco laboratorio de tecnología de punta. Cabe recordar que hace 40 años se descubrió el último campo en la vasta cuenca mexicana Tampico-Misantla. ¿Tendremos la gran sorpresa? Ahora, como siempre, la geología tiene la última palabra.
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
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Fuente: Contralínea 316 / Enero 2013
