Pemex y el bloque 13

El próximo miércoles 15 de julio se realizará la primera subasta de la Ronda Uno, que pretende licitar 14 bloques o “áreas contractuales” para exploración petrolera. Entre ellas se encuentra el bloque 13. Esta nota ofrece algunos datos intentando suscitar algunas reflexiones sobre la reforma energética.

Tirantes someros, pero no convencionales

Comenzaremos con algunas ilustraciones que nos permitan ubicar al bloque 13. La gráfica 1 es muy conocida, ha sido publicada en todos los mapas de la Secretaría de Energía sobre el evento (www.ronda1.gob.mx), nosotros sólo hemos separado el bloque y los tres campos más cercanos al mismo: Kastelán, Kach y Alak.

Como señala la información oficial, el bloque y los campos cercanos se ubican en aguas “someras”, pero es preciso matizar que son “someras” en la clasificación mexicana, porque el bloque y los tres campos se encuentran en aguas más profundas que las tradicionales; son áreas nuevas a donde se ha extendido la búsqueda de hidrocarburos en la nueva etapa de agotamiento de los campos viejos.

Insistiendo: el bloque 13 y los campos cercanos están en tirantes de agua en los que, en este país, a la fecha, no tenemos ningún pozo en explotación (ver cuadro 1).

El Kastelán en 421 metros, en las clasificaciones estadunidense, brasileña y noruega, sería considerado un pozo profundo, incluso fue perforado por la Ocean Worker, la misma plataforma que perforó Nab, Noxal y Lakach.

La gráfica 2 muestra un espacio geográfico más amplio, aparecen algunos de los mismos campos como Kach y Alak, no figura Kastelán porque aún no había sido perforado.

Esa misma gráfica ilustra con líneas punteadas las isobatas, es decir, las marcas de iguales profundidades. Lo anterior permite deducir que el bloque 13, así como los campos cercanos, se encuentran en el talud continental, es decir, donde la plataforma continental inicia un descenso a la planicie abisal del Golfo de México. En rigor, la mayor parte del bloque se encuentra en el borde de la plataforma continental. Se considera la plataforma continental desde la línea de costa hasta la isobata de 200 metros (ver gráfica 4).

Considerando que la ubicación de esta área es importante para definir el tipo de hidrocarburos que se han descubierto en ella, insistimos con una tercera gráfica que nos permite ver que cuando hablamos del bloque 13 estamos refiriéndonos a una zona peculiar en el umbral de los pozos profundos que en Petróleos Mexicanos (Pemex) llamábamos Proyecto Campeche Poniente (ver gráfica 3).

Zona de crudo muy viscoso

Lo que en esa zona cercana al bloque 13 se ha descubierto son crudos pesados y ultra pesados (ver cuadro 2); aunque haciendo honor a los hechos, el bloque 13 se encuentra entre el campo Ayin, con aceites de 22 a 24 grados API, y el pozo Ayatsil-1, que resultó invadido por mala cementación pero encontró aceites de 24 grados API en rocas del Tithoniano (ver gráficas 4 y 5).

Traduciendo para un lector no familiarizado: menores grados API (medida de densidad que precisa cuán pesado o liviano es el petróleo) significan que se trata de aceites pesados y ultra pesados. Para comparar, los del Delta del Grijalva, en Tabasco, son aceites muy finos, hasta de 50 grados API.

Los aceites de esta nueva zona, en los confines de la Sonda de Campeche, presentan dificultades para su extracción, porque no fluyen, son muy viscosos. Aunque en pruebas DST (Drill Stem Test) y Combinada, el pozo Ayin produjo 5 mil 100 y 5 mil 759 barriles de aceite de 22 a 24 grados API por día de rocas del Cretácico y Jurásico, respectivamente.

Cuando los aceites son de baja densidad, digamos menores a 16 grados API, para evitar que esa masa espesa se quede atrapada en el subsuelo, tienen que perforarse un mayor número de pozos que en los campos de petróleo convencional. Los equipos interdisciplinarios que diseñan los programas de explotación también sugieren la aplicación de métodos de calentamiento in situ. Estos recursos térmicos pueden ser muy variados: en una reunión del Instituto Mexicano del Petróleo se sugirió calentar agua con celdas solares e inyectarla para aligerar el crudo; en tierra se ha usado la inyección de vapor: el uso de cierto tipo de solventes elevaría a extremos inaceptables los costos.

En fin, suponiendo que se logre llevar el aceite a la superficie, su viscosidad le impide moverse, lo que obliga a utilizar algún tipo de bombeo; dependiendo de los análisis de flujo de fluidos, si los problemas de desplazamiento lo requieren, tendrán que usarse ligeros para mezclas y estaciones de rebombeo cada 50 kilómetros, y suponiendo que se logró llevarlo a los puntos de venta, este aceite no se puede vender, porque no los acepta el mercado en la forma como salen del pozo, por lo general se les mezcla con ligeros, como sucede actualmente con la producción de Ku- Zaap-Maloob.

Desde luego, numerosos equipos de investigación en México y otros países, en cuyas reservas hay este tipo de crudos, están avanzando para enfrentar estos retos. Sostengo la hipótesis de que, para algunos casos, aún no se encuentra la solución que armonice los recursos técnicos y sus costos, un ejemplo son los campos cercanos al bloque 13: Alak se descubrió hace 16 años, Kach y Kastelán hace más de 10 años; así, después de todo este tiempo, no ha podido recuperarse 1 solo centavo de la inversión adelantada.

Incertidumbres

En la subasta del 15 de julio, el gobierno ofrece bloques muy atractivos, por ejemplo los cercanos al complejo Tsimin, pero: ¿el bloque 13 recibirá propuestas?; si algún inversionista decide invertir en esta área contractual, lo que puede esperar, razonablemente, es lo mismo que en los campos más cercanos. ¿Habrá alguna compañía o un grupo de empresas asociadas que acepte exponer unos 100 millones de dólares sabiendo que, en el caso de que logren un descubrimiento, pasarán años para recuperarlos? Hay muchas dudas.

Personalmente pienso que en los bloques donde las expectativas son descubrir ligeros y en tirantes más amigables se concentrarán las ofertas; y que los bloques difíciles, de más alto riesgo, quedarán desiertos.

La subasta, como ya comentamos en la edición 441 de Contralínea, es del tipo “a sobre cerrado y primer precio”, y apenas hace unos días el gobierno anunció que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público informará el mismo día de la subasta “los valores mínimos para las variables de adjudicación aplicables para [cada] Área Contractual en concurso” (véase el comunicado de prensa 047/2015, www.hacienda.gob.mx).

En corto, eso quiere decir que la subasta nos revelará cómo valoran los contratistas cada área que el gobierno ofrece, entre ellas el bloque 13.

La subasta como termómetro

Si el próximo miércoles el bloque 13 es licitado, querrá decir que las grandes petroleras perciben escasez en el corto y medio plazo y que sus estimaciones apuntan a la elevación de los precios; estarían apostando al futuro, saben que tendrán retornos en años lejanos. Una decisión de ese tipo sólo puede tomarla una gran petrolera con finanzas muy robustas.

Si el miércoles 15 el bloque 13 ha sido subastado y ya se encuentra bajo el control de un operador extranjero (aunque pudiera haber alguna empresa mexicana como socia minoritaria), significa que la avidez por el oro negro es más intensa de lo que esperábamos; o bien en el corto tiempo que han tenido para evaluarlo saben mucho más del potencial de ese bloque de lo que hasta ahora Pemex ha inferido.

 

Conclusiones

La licitación es una oportunidad de presenciar momentos decisivos que, eventualmente, podrían afectar la producción de hidrocarburos de los próximos años; las empresas y el gobierno pretenden aumentar los niveles de oferta en el corto y medio plazo. ¿Lo lograrán? Ésa es una incógnita que sólo la barrena del perforador podrá revelar.

Fabio Barbosa*

*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México

[OPINIÓN]

 

Contralínea 445 / del 13 al 19 de Julio 2015