el potencial petrolero de méxico en la era post cantarell

EL POTENCIAL PETROLERO DE MÉXICO EN LA ERA POST
CANTARELL
Fabio Barbosa Cano
La declinación de Cantarell obligó a iniciar un conjunto de Proyectos de desarrollo
que habían permanecido en espera, en el Plan de Negocios de Pemex. Un
recuento de esos proyectos nos permitirá una aproximación más precisa que la
simple estadística oficial, sobre el estado actual de la exploración, las reservas y el
potencial petrolero en México.
Al respecto considero necesario hacer el siguiente repaso: 1) las recientes
campañas de exploración, 2) las perforaciones en distintas áreas, 3) sus
resultados en descubrimiento de campos nuevos, 4) la infraestructura de
producción y 5) un dato duro: las producciones incrementales logradas en los
últimos
años.
Evidentemente
no
lograremos
seguir
puntualmente
estos
indicadores pero, por lo menos, conseguiremos algunas piezas más del
rompecabezas.
Comenzaremos con la Región Norte. En ella Pemex explota hidrocarburos en seis
cuencas: 1) Sabinas; 2) Burgos, 3) Tampico-Misantla, que comprende diversas
áreas, como la Faja de Oro, Poza Rica y Chicontepec; 4) Lankahuasa, que es una
nueva cuenca en el golfo; 5) El atolón Arenque, frente a las costas de Tamaulipas
y 6) Veracruz , cuenca gasera en las cercanías del puerto del mismo nombre.
REGION NORTE
Sabinas y Burgos
Siguiendo el curso del río Bravo, en la frontera con los Estados Unidos, tenemos
dos cuencas maduras, que desde el gobierno de Zedillo se han logrado rehabilitar
alcanzado nuevos picos de producción: la cuenca Jurásica de Sabinas que se
extiende en Coahuila y parte de Durango y la Terciaria de Burgos, en Tamaulipas
y Nuevo León. En ellas se ha logrado un éxito muy importante. Podemos resumirlo
señalando que las inversiones realizadas permitieron elevar la producción de 414
millones de pies cúbicos diarios de gas (pcd), en 1996, antes del arranque del
Programa Estratégico de Gas (PEG), a 1 345, millones de pcd en 2006 1. ¿Puede
negarse que, independientemente de las discrepancias que se han manifestado
respecto a los Contratos de Servicios Múltiples, sus resultados muestran que con
los montos de inversión requeridos es posible rehabilitar cuencas muy antiguas?
Precisemos que el PEG se inició en el gobierno de Zedillo, como ya anotamos,
pero en el sexenio de Vicente Fox las inversiones se incrementaron nueve veces.
El gobierno de Calderón ha emprendido ya algunas obras y lanzado las primeras
licitaciones para la continuación, en nuevos bloques, de este programa2.
La parte más importante del potencial petrolero de la Cuenca de Burgos se
encuentra en las extensiones costa afuera. Se trata de las mismas formaciones
geológicas que han demostrado ser productoras en tierra y han permanecido sin
ser explotadas. Para desarrollar esos recursos Pemex ha formulado el proyecto
“Delta del Bravo”, incluido en su Cartera de Proyectos. No tenemos evidencias del
inicio de este proyecto, seguramente seguirá suspendido hasta que se cuente con
financiamientos. Este es un ejemplo de uno de los rasgos que caracterizan la
rama de actividades primarias de Pemex: cuencas enteras han permanecido
vírgenes porque los escasos recursos de inversión, se han orientado hacia zonas
más prometedoras en el corto plazo.
Tampico Misantla.
Trasladándonos unos kilómetros hacía el sur de Tamaulipas, encontramos el río
Soto La Marina. De ese punto, hasta aproximadamente el río Nautla, en Veracruz,
se encuentra otra de nuestras principales cuencas: Tampico Misantla.
En tierra la conforman diversas áreas: 1) La zona de pesados del Norte, con
campos como: Ébano, Chijol, Pánuco, etcétera; 2) la llamada Faja de Oro, 3) El
área de Poza Rica y 4) Chicontepec.
1
Puede verse una reseña del Programa Estratégico de Gas en Fabio Barbosa Cano, “Pemex tarjets major
increase in natural gas production to meet soaring domestic demand”, Oil & Gas Journal, Tulsa, Ok, Jan. 22,
2001.
2
El 15 de enero de 2007, Ingenieros Civiles Asociados, ICA, inició la construcción de dos nuevas plantas para
el proceso de gas, en las cercanías de Reynosa, Tams. Espera concluir en el segundo semestre de 2008. Con
las nuevas obras Pemex contará con capacidad para procesar 1 200 millones de pcd (La Jornada, 15 de enero
de 2007).
Para rehabilitar la zona de pesados del Norte, apenas en abril de 2007, el
gobierno de Calderón lanzó la primera licitación para servicios de optimización y
desarrollo de 400 pozos. Expresamente lo señala la convocatoria: “400 pozos en
operación en el sector Ebano-Pánuco-Cacalilao, del activo Poza Rica Altamira”3.
El ganador del contrato comenzará actividades en julio de este año de 2007 y sus
actividades se prolongarán por seis años.
El potencial petrolero más importante se encuentra costa afuera, para desarrollarlo
Pemex Exploración y Producción (PEP) formuló varios programas, entre ellos el
proyecto Arenque, ubicado en el archipiélago jurásico del mismo nombre. En esta
área durante décadas sólo habíamos explotado un campo.
La versión del Plan de Negocios en 2003 incluyó más de diez prospectos; en ese
mismo año se perforó exitosamente uno de ellos, el llamado “Lobina” y tres años
más tarde, el 28 de abril de 2006, concluyó la instalación de una nueva plataforma
y arrancó operaciones el nuevo campo, del mismo nombre: “Lobina”, ubicado
aproximadamente frente al puerto de Tampico. En 2004 publicamos un mapa con
diversas localizaciones en la Cartera de Negocios, como “Arpón”, “Lebrancha”,
“Lora”, “Náyade”, “Espicula”, “Salmón”, “Jurel” y “Caviar”4. En 2005 se descubrió el
nuevo campo “Mejillón” y, en ese mismo año el pozo “Merluza”, descubrió
extensiones del viejo campo “Arenque”. De tal manera, pueden esperarse otros
desarrollos e incrementos de producción en el corto plazo. Desde luego,
dependiendo de la solución de los problemas presupuestales.
Faja de oro marina.
Pasemos a la segunda área: la antigua Faja de Oro, igual que en Arenque, las
mejores oportunidades se presentan en la porción marina del área. También,
desde el gobierno de Fox, se ha iniciado su reactivación. Nuevas perforaciones
descubrieron en 2004 extensiones de los campos “Atún” y “Bagre”. El profesor
Rueda-Gaxiola, de la Unidad de Ciencias de la Tierra, de la ESIA-IPN, ha
comentado que esos descubrimientos confirman “el gran potencial petrolero en
3
“Pemex opens Poza Rica-Altamira services tender” (Puede consultarse la nota completa en el Banco de
datos y documentos sobre el Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción. IIEc-UNAM, Unidad de
Investigación sobre Energía. 5 de abril de 2007).
4
Véase “Fox se repliega en el Golfo de México”, Petróleo y Electricidad, México, DF., Año 8, Núm. 91,
diciembre de 2003-enero de 2004.
algunas áreas del Golfo en el norte de nuestro país 5. Pemex cuenta con nuevas
localizaciones de perforación como las llamadas: “Delfín”-1 y 2, “Boquerón”-1 y
“Sirena”-1.
El proyecto de nuevo desarrollo de La Faja de Oro Marina ha sido denominado en
Pemex: “Proyecto Cazones”, también comprende la explotación de campos que
por décadas se mantuvieron sin producir y la reentrada a campos que estaban
cerrados y que la versión Fox del Bussines Plan, incluyó para su reactivación. Así,
el 25 de agosto de 2006 se instaló una nueva plataforma para la explotación del
campo “Carpa” que ha comenzado a enviar crudo y gas a las costas. Este campo
fue descubierto en 1972 y esperó treinta y cuatro años para que se instalara la
plataforma, tuberías y otros equipos que permitieran recuperar su producción. Las
expectativas de que en esta área se presentarán nuevos desarrollos e
incrementos de producción se apoyan en el hecho de que, de aproximadamente
25 (veinticinco) campos descubiertos sólo han sido explotados la mitad. Es decir
aproximadamente 12 campos han permanecido vírgenes. También para reactivar
un viejo campo, el programa de construcción de plataformas que Fox inauguró en
2003, en los patios de Tuxpan incluyó una nueva plataforma para el campo
“Bagre”, que ya mencionamos.6
Lankahuasa.
Esta nueva área se ubica inmediatamente al sur de la Faja de Oro Marina, entre
Nautla y Vega de Alatorre, Veracruz. En sólo un sexenio pasó del primer pozo
descubierto, al arranque de producción. Los primeros informes sobre su potencial,
datan desde el estudio que realizó United States Geological Survey, USGS, en
1981. Aunque se habían realizado diversas campañas de sísmica en años muy
5
Citamos textualmente: “El reciente descubrimiento de gas en dos pozos perforados en la Faja de Oro
Marina es un acontecimiento de gran importancia para la economía de nuestro país, ya que permite
renovar el interés productor de hidrocarburos de la Zona Norte. Por otra parte este hallazgo facilita la
comprobación de la hipótesis emitida entre 1993 y 2001 por Rueda Gaxiola acerca del gran potencial
petrolero...” (Jaime Rueda-Gaxiola, Unidad de Ciencias de la Tierra, ESIA, IPN, “Implicaciones Tectónicas y
Económicas del Descubrimiento de Gas en la Discordancia Cretácico Medio-Mioceno Inferior del Atolón de
la Faja de Oro Marina en el modelo de la Triple Unión para el origen del Golfo de México”, 2002. Gaxiola
alude al Atún 101 y al Bagre 101 (Las negritas son nuestras).
6
PEP, Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas, México [documento interno] y Luis Lara
Puig, Vicepresidente Nacional de Hidrocarburos de la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción,
“Fortalecer a empresas mexicanas en la construcción de plataformas marinas”,Energía a Debate, México,
Año 2, núm. 11, octubre-noviembre de 2005.
anteriores, podemos afirmar que las actividades exploratorias se intensificaron
coincidiendo con las negociaciones y la firma del Tratado de Libre Comercio, en
los años noventa.
La primera perforación se inició a finales del gobierno de Zedillo pero las pruebas
de producción se realizaron hasta 2001, en el sexenio de Fox. A la fecha operan
dos campos: uno llamado “Lankahuasa” y el otro “Kosni”.
Trabajando contrareloj el proyecto ya ha iniciado producción. En 2006 se
inauguraron en “El Raudal”, instalaciones de proceso con una capacidad de 300
000 pies cúbicos diarios7.
La versión 2006 del Plan de Negocios de Pemex, es decir su reformulación por el
gobierno de Calderón, que lo presentó como “Investment Portfolio” en Houston,
Texas, en agosto de 2006, propone realizar 62 nuevas perforaciones en
Lankahuasa. El programa de construcción de plataformas en desarrollo
comprende una plataforma más para esta área8.
Chicontepec.
El debate sobre si en Chicontepec existe petróleo, o no existe, era un falso debate.
Lo que tiene que examinarse son los problemas de insuficiente trabajo de
geología9, los problemas de la tecnología para resolver problemas específicos,
como la pérdida de presión y el bloqueo de gas y los costos. El nuevo programa
de desarrollo parte de la sectorialización y división en áreas y de una nueva
estrategia que podemos llamar desarrollo por etapas10.
El gobierno de Fox, emprendió una primera etapa que comprendió tres campos: 1)
Agua Fría, 2) Coapechaca y 3) Tajín, con la perforación de 200 pozos más la
terminación de otros 50. Esta primera parte ha sido exitosa, se han utilizado
7
Véase Fabio Barbosa, “Irracional quema de gas en Lankahuasa”, Petróleo y Electricidad, México, D.F., Año
10, Número 100, septiembre-octubre de 2005.
8
PEP, Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas, ob. cit.
9
Abelardo Cantu Chapa, “Subsurface Mapping and Structural Elements of the Top Jurassic in Eastern Mexico
(Poza Rica and Tampico Districts)”, in C. Bartolini, R:T:Buffler, and J. Blickwede, eds., The Circum-Gulf of
Mexico and the Caribbean: Hydocarbon habitats, basin formation, and plate tectonics: AAPG Memoir 79, p.
330-339.
10
Para confundir a la opinión pública en ocasiones se insiste en que se perforarán 15 o 20 mil pozos, lo que
solo es cierto para el largo plazo, ese dato es utilizado por algunos analistas para inducir incertidumbre
sobre la posibilidad de que Pemex pueda mantener la producción sin el auxilio del capital privado.
perforadoras de pozos múltiples, de los que 178 han sido direccionales y 22
verticales. Los nuevos equipos han permitido perforar hasta 19 pozos en una
hectárea de terreno y las innovaciones técnicas logrado disminuir el tiempo de
perforación, de dos meses a sólo 10 o 12 días y abatir los costos a la mitad, de 2530 millones de pesos, a 15-16 millones de pesos11.
El 3 de enero de este 2007, la nueva administración de Calderón, lanzó una nueva
licitación para continuar las actividades en Chicontepec, la convocatoria señala las
áreas Agua Fría, Coapechaca y Tajín, ya mencionadas e incluye, para “producir
hidrocarburos” a “las áreas Amatitlán, Profeta, Tzapotempa y Vinazco y otras a lo
largo de la frontera entre Veracruz y Puebla”12. Entre las empresas ganadoras del
contrato se encuentra Swecomex, filial del Grupo Carso.
En el párrafo anterior hemos subrayado el “área” Amatitlán, en realidad este es un
campo descubierto desde los años setenta y que no fue reportado por Pemex en
ningún documento. Apareció súbitamente en los estudios realizados durante el
sexenio pasado. Ahora “Amatitlán” está registrado como el más importante de
Chicontepec, por los volúmenes de recursos in situ y sus reservas probadas y 2P.
Ese campo encabeza la lista de los que ahora forman parte de la llamada “Área
Cinco de Chicontepec”, junto con “Humapa-Bornita” y otros en el portafolio de
inversiones.
Cuenca gasera Veracruz.
Esta cuenca de gas no asociado producía en 1995, 105 millones de pies cúbicos
diarios, para 2005 se había elevado a 450 millones de pcd 13. PEP presume: “el
11
Drillers Technology Corporation, “Corporate Presentation”, Houston, Texas, may, 2004 [Power Point],
véase también: Luis Roca Ramisa, Jesús Mendoza Ruiz (Ciudad de México), Nayelli García Esparza Tapia
(Poza Rica, México); Jean-Fracois Mengual (Río de Janeiro, Brasil), Shlumberger y Andrés Sosa Cerón de
Pemex, en Reynosa, Tamps., México, “Construcción de pozos y desarrollo de campos petroleros en México”
[documento interno, Shulemberger, Oilfield Review, primavera de 2004]. Este documento también informa
sobre otras innovaciones recientes desarrolladas en Burgos y en Chicontepec, como la utilización de tubería
de producción como columna de perforación, lo que también contribuye en abatimiento de tiempo y costos.
12
“Mexican estate oil company Pemex’s E&P launched on Tuesday an international works and services
tender to produce at hydrocarbon wells in the Palocanal Chicontepec. The work will be carried out in the
areas of Agua Fría, Coapechaca, Tajin, Amatitlan, Profeta, Tzapotempa, Vinazco and others along the border
of Veracruz and Puebla states, according to bidding rules” (“Pemex Launches Paleocanal Works Services
Tender”), Puede consultarse la nota completa en el Banco de datos y documentos sobre el Plan de Negocios
de Pemex Exploración y Producción. IIEc-UNAM, Unidad de Investigación sobre Energía,3 de enero 2007.
13
El Financiero, 31 agosto de 2005.
caso de la cuenca de Veracruz es excepcional, ya que la producción se ha
triplicado del año 2002 a 200514.
REGION SUR
Abordaremos en este apartado información sobre cuatro cuencas en tierra: Salina
del Istmo, Comalcalco, el Área de Reforma y Macuspana. Asimismo reseñaremos
las actividades costa afuera en Salina del Istmo y en Macuspana. En estas
últimas, se han desarrollado programas de sondeo sísmico como parte del
Proyecto de Crudo Marino y del Proyecto Coatzacoalcos y se han descubierto
varios nuevos campos.
Ante la caída de Cantarell PEP ha pasado a la cartera de inversiones 64
proyectos, Carlos Morales Gil (Director General de PEP) ha revelado que más de
la mitad de ellos se encuentran en las cuencas del sureste, tanto en tierra como
costa afuera15.
Esto significa que esta región, el Sur de Veracruz y en general el Istmo, Tabasco,
Chiapas y las aguas frente a sus costas se convertirán en el sexenio (2007-2012)
por el número de perforaciones, en áreas de intensa actividad.
Cuenca salina del Istmo.
Comprende campos en el sur de Veracruz y en la zona de Tabasco que colinda
con esa entidad. Su reactivación fue planeada y débilmente iniciada desde el
sexenio de Zedillo. El programa fue anunciado como “Cuichapa Profundo”, las
perforaciones se iniciaron en el gobierno de Fox, con algunos pozos en los
municipios de Moloacán y Cuichapa, probablemente resultaron improductivos, no
se dispone de información oficial sobre sus resultados. Pero en 2006, al parecer
se han conseguido los primeros resultados positivos, con el descubrimiento del
nuevo campo “Nelash” en el Istmo de Tehuantepec.
En 2007, al comenzar el gobierno de Calderón se encuentran en perforación
nuevos pozos en los campos “San Ramón” y “Blasillo”, en el municipio de
Huimanguillo, Tabasco.
14
Pemex, Las reservas de hidrocarburos de México. Evaluación al 1 de enero de 2006. México [abril de
2006].
15
Energía y Ecología, suplemento de Diario Olmeca, Villahermosa, Tab., 13 de febrero de 2007.
Salina costa afuera.
Las extensiones en el mar de esta cuenca fueron exploradas e incluso iniciada su
explotación, en el periodo de los contratos riesgo. “El Tortuguero” se perforó frente
a Coatzacoalcos. Durante el sexenio de Fox se reemprendió la reentrada a la
cuenca, a través del llamado “Proyecto Coatzacoalcos”. Entre 2001 y 2006 se han
descubierto los siguientes nuevos campos: 1) “Amoca”, 2) “Xaxamani”, 3) “Itla” y 4)
“Poctli”.
Cuenca Comalcalco.
El principal proyecto de rehabilitación en sus campos fue llamado “El Golpe-Puerto
Ceiba”, el campo más importante del proyecto, “Puerto Ceiba”, producía 2 000
barriles diarios antes del arranque, en 2001 había alcanzado 17 000 barriles
diarios y para 2005, su producción fue de 77 000 barriles por día.
También forman parte del proyecto los campos “El Golpe”, “Ayapa”, “Costarrical”,
“Mayacaste”, “Santuario”, “Tupilco”, “Mecoacán”, “Caracolillo” y “Tintal”. Para
acelerar la extracción de sus reservas el proyecto comprende nuevos pozos,
cambios de intervalo productor y fundamentalmente la aplicación de sistemas
artificiales de producción: bombeo mecánico, neumático y otros. El bombeo
mecánico fue ensayado exitosamente en Tintal, logrando revertir su declinación y
elevar su producción de 146 barriles diarios hasta 1 917 b.d., estabilizándose
posteriormente en una producción de meseta de poco más de 500 b.d. 16, el
programa se aplicó a finales del gobierno Zedillo y debió continuar hasta 2002.
¿Por qué no se ha extendido a otros campos de esa y otras cuencas?
La
respuesta es obvia: se carece de recursos financieros.
Área de Reforma.
Los tres proyectos más importantes para esta cuenca en el Plan de Negocios son:
el de inyección de nitrógeno al complejo “Antonio J. Bermúdez” (AJB); el de
nitrógeno para Jujo-Tecominoacán y el Proyecto Delta del Grijalva.
16
Gerardo Patiño Mendoza, et al., “Resurgimiento del campo Tintal mediante instalación de bombeo
mecánico”, Horizonte Sur, Boletín de PEP, Región Sur, Villahermosa, Tabasco, año 8, número 13, julioseptiembre de 2000.
El AJB es el proyecto más importante del Sureste, estaba aprobado por el
Congreso desde 2002, después de años de permanecer en espera, finalmente
arrancó a finales de 200617. En un recorrido por los municipios de Centro y
Huimanguillo, realizada en 2007, localizamos una de las plantas de nitrógeno
entre Ocuapan y Mecatepec, aproximadamente a dos kilómetros del primero y 14
kilómetros de la Cuidad de Huimanguillo. Las plantas están programadas para
arrancar operaciones en diciembre de este año de 2007.
La capacidad de producción de la planta para el complejo Bermúdez será de 195
millones de pies cúbicos de nitrógeno diarios y la que meterá presión a los pozos
de Jujo-Tecominoacán de 95 millones de pies cúbicos, así, las dos plantas casi
igualan la capacidad de la que opera actualmente en Atasta, Campeche, para
Cantarell.
La inyección de nitrógeno es para represionar el yacimiento y facilitar la
extracción. Gracias a descubrimientos recientes de extensiones tanto en Samaria
como en Jujo-Teco18, Pemex ha elevado el número de pozos a perforar. Así
todavía en 2004 planeaba realizar 48 nuevas perforaciones, pero ahora, en su
más reciente reporte enviado a Washington, sede de la SEC, informa que planea
perforar sesenta nuevos pozos.
Estos cambios también modificarán las proyecciones sobre producciones
incrementales que Pemex y la SHCP han elaborado.
Dejando atrás los dos proyectos de nitrógeno y pasando al área Reforma en
conjunto, finalicemos señalando que las perforaciones exploratorias del sexenio
17
Un boletín de prensa de la compañía “Praxair”, ganadora de la licitación, informó que había firmado el
contrato por quince años, para la construcción, operación y mantenimiento, de dos plantas (Praxair cumple
100 años”, enero de 2007. Agradezco esta información al Maestro Humberto Hernández Haddad.
18
En 2004 el pozo explorador Samaria-1001, descubrió extensiones del campo Samaria (PEP, Las reservas de
hidrocarburos de México. Evaluación al 1 de enero de 2005, México, Pemex, 2006), para la información
sobre Jujo-Tecominoacán véase Leonardo Martínez Kemp, “Posibilidades de extensión en los campos del
área Chiapas-Tabasco”, Ponencia presentada en la IV Exitep, Veracruz, Ver. 20-23 de febrero de 2005.
pasado descubrieron extensiones en los siguientes campos: Juspi, Giraldas, Sitio
Grande y Agave, funcionarios de la Región Sur hacen ascender la suma de las
reservas de ellos a unos 800 millones de barriles de crudo equivalente19.
En el sexenio de Fox Pemex avanzó hacía el Sur de la cuenca como parte de las
actividades de lo que llamó “Proyecto Sierra de Chiapas”, donde descubrió el
nuevo campo chiapaneco “Malva”, en Sunuapa, Chiapas. Como se sabe de
inmediato, en 2005 se le puso a producir, transportando con carros tanque su
modesta producción de 540 barriles diarios de ligeros.
El Proyecto Delta del Grijalva comprende los campos Sen, Caparroso, PijijeEscuintle, Escarbado, Luna-Palapa y Tizón. La optimización comenzó desde el
gobierno de Zedillo. Las nuevas perforaciones realizadas en el sexenio de Fox han
permitido el descubrimiento de extensiones del campo “Sen”, en 2003 y en el
campo “Tizón” en 2004.
Cuenca Macuspana.
Es una cuenca muy antigua, es decir una cuenca madura, su producción
acumulada es de 3.779 billones de pies cúbicos de gas 20 y sin embargo también
ha sido posible la reentrada a algunos pozos, la búsqueda de extensiones de la
cuenca y el descubrimiento de nuevos campos.
El proyecto de rehabilitación comenzó desde el gobierno de Zedillo como parte del
Programa Estratégico de Gas y continuó en el gobierno de Fox, durante el cual se
descubrieron los siguientes campos: Saramanko, Shishito, Guaricho, Gubich, Isiw,
Rasha y Viche, adicionalmente también se han descubierto extensiones en Vernet.
Algunos entraron en producción de inmediato, como es el caso de Saramanko.
Desde el gobierno de Fox se inició el avance hacía los Pantanos de Centla, lo que
originó una controversia legal que llegó a la Suprema Corte de Justicia y que,
naturalmente, ganó el gobierno. Pemex reconoce que para comienzos de este año
de 2007, “solo 29 pozos han sido puestos en operación” en esa área 21.
19
Martinez Kemp, ob. cit.
Enrique Guzmán Vera y Mario Aranda García de los Activos de Exploración Macuspana y Misantla Golfo de
México, “Inversión estructural. Un nuevo concepto sobre la evolución de la cuenca de Macuspana y sus
implicaciones en la acumulación de hidrocarburos” [Documento interno, 2001].
21
Diario Olmeca, Villahermosa, Tab., 13 de febrero de 2007.
20
Calderón continúa ese avance con nuevos proyectos como los llamados “Laguna
Alegre” y “Pradera Sur 3D”; respecto al primero, se ha publicado que comprende
24 localizaciones de perforación, 10 en Palizada, Campeche y 14 en Jonuta,
Tabasco22. Respecto al segundo, aunque se encuentra en la fase exploratoria,
podemos adelantar que la sismología 3D implica la perforación de 4 625 pozos
someros (30 metros de profundidad), en una superficie de 242 kilómetros
cuadrados, de los que 150 kilómetros cuadrados se ubican en los municipios de
Jonuta y Centla, en Tabasco y 91 kilómetros cuadrados en el municipio de
Palizada, Campeche23. Subrayamos el elevado número de 4 625 puntos de
explosión, de los cuales, algunos se convertirán en localizaciones de perforación.
Para concluir el apartado sobre los campos en tierra de la Región Sur, debemos
añadir otras informaciones que no precisan la cuenca o los campos específicos en
los que se desarrollarán las actividades, pero que nos anuncian nuevas
licitaciones para la región. El 14 de febrero de este año de 2007, Pemex lanzó una
nueva convocatoria para contratar perforaciones verticales, direccionales y otras
actividades. El ganador del contrato iniciaría operaciones el pasado 1 de mayo de
este año24.
Macuspana marino.
La cuenca Macuspana en tierra comprende 7, 300 kilómetros cuadrados. Sus
extensiones en el mar comprenden 1, 800 kilómetros cuadrados. En el sexenio
anterior se descubrieron los primeros campos en esta nueva cuenca marina:
Uchak, Yetic, Namaca, Centli y Teekit.
REGIONES MARINAS MÁS IMPORTANTES DE MEXICO.
En este apartado reseñaremos las actividades recientes en tres áreas: la de
pesados que Pemex llama Región Marina Noreste; la de ligeros, Región Marina
Suroeste y El Litoral Tabasco.
Región marina noreste (RMNE).
22
Tabasco Hoy, Villahermosa, 11 de febrero de 2007
La autorización de Semarnat había sido concedida desde el 27 de septiembre de 2004, véase información
en Tabasco Hoy, 12 de febrero de 2007.
24
“Pemex Launches Southern Region Well Services Tender”.Puede consultarse la nota completa en el Banco
de datos y documentos sobre el Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción. IIEc-UNAM, Unidad
de Investigación sobre Energía, 14 febrero de 2007.
23
Hace casi tres décadas esta región se convirtió en el centro de gravedad de la
industria petrolera de México, cuando, en junio de 1979 llegaron a las costas, los
primeros barriles de Cantarell. Treinta años después sigue siendo muy importante
con una producción mayor a la del conjunto de pozos de toda la sección de los
EE. UU. en el golfo de México.
Fue largamente anunciado que Cantarell declinaría y que se preparaba a KZM,
para reemplazar, parcialmente, los enormes volúmenes que se perdían. Al
comenzar el sexenio de Fox, KZM producía 250 mil barriles diarios. Hacía finales
del mismo sexenio, para noviembre de 2006, gracias a la plataforma “Ku-M”, había
alcanzado ya casi medio millón de barriles diarios25. Apenas comenzado el
gobierno de Calderón arribó a la Sonda de Campeche la gran plataforma “Ku-S”,
la cual arrancó operaciones el 3 de marzo de este 2007. Pocos días más tarde
entró a las aguas mexicanas del Golfo de México, después de una travesía de 41
días proveniente de los astilleros de Singapur, donde fue construida, una unidad
flotante, dotada de instalaciones para mezclar crudos y embarcarlos para la
exportación, llamada “El señor del Mar”, FPSO por sus siglas en inglés. Así
concluyó una campaña de rumores y de propaganda, que ponía en duda el
potencial de KZM26, hasta la prensa petrolera internacional se manifestó segura de
que para los próximos años se alcanzará en KZM una producción de 800 000
barriles diarios.
También en la RMNE se han descubierto nuevos campos. Al concluir el sexenio
de Vicente Fox la situación es la siguiente: entre los dos activos de la región
(Cantarell y KZM), ahora existen 20 campos, de los cuales siete son nuevos
descubrimientos en espera de arranque de producción.
25
La producción fue de 496 435 barriles diarios (Pemex, Gerencia Corporativa de Comunicación Social,
Boletín, 022/2007, 28 de febrero de 2007).
26
Se había desplegado una embestida mediática asegurando la imposibilidad de mezclar los crudos de KZM
(Ku, 21 grados API y Zaap y Maloob, 13 grados API), que no había cantidades suficientes para la mezcla o que
no se alcanzaría la meta de 800 000 barriles diarios, etcétera. Se trataba de presionar para la apertura al
capital extranjero. El FPSO como se denomina a la unidad flotante de mezcla, almacenamiento y embarque,
comprende algunas innovaciones tecnológicas, fue comprada a una empresa noruega.
En el activo Cantarell tenemos uno: el nuevo campo Utan27. En el activo KZM, los
campos nuevos, que aun no entran en operación, son: Baksha, Numan, Pohp,
Ayatsil, Kayab y Tson. Los tres primeros se ubican al norte de Maloob 28.
Adicionalmente, en 2003, el pozo “Pakal” descubrió extensiones en “Ku” parte del
complejo KZM y en 2005 un nuevo pozo, el “Pit-1”, descubrió extensiones de
“Baksha”..
Los nuevos campos apoyan las expectativas de nueva producción incremental,
desde luego Cantarell será irremplazable pero ya está, y seguirá siendo,
parcialmente compensado. Las instalaciones de Pemex en KZM, pretenden
mantenerse en operación para los siguientes quince años, como el contrato de
alquiler, con opción de compra, del “señor del Mar”. Contra la visión que algunos
pregonan de que la fiesta terminó y las luces han empezado a apagarse, los
planes de Pemex son de continuar una intensa actividad. Las verdaderas
expectativas de la empresa podemos conocerlas por los reportes que Pemex
envía a Whashington para la SEC de los Estados Unidos. En 2001 Pemex informó
a la SEC que en KZM tenía 40 pozos produciendo y planeaba perforar 64 pozos;
en el último informe que Pemex envió a los EE. UU., apenas en junio de 2006, le
informó que tenía 62 pozos produciendo y planeaba perforar 103 nuevos pozos 29.
Para realizar el programa completo el plan incluía originalmente la instalación de
16 nuevas plataformas, ahora se han agregado dos más30. No tenemos
información de cuántas ya han sido concluidas y cuántas pendientes.
Región marina suroeste (RMSO).
Esta región con campos muy viejos cuya producción comenzó hace veinticinco
años y por lo tanto todos se encuentran en declinación, revertió esa tendencia a la
baja en 2005 y ha logrado en los últimos dos años mantenerse en alrededor de los
27
Al comenzar 2007 en Cantarell existen dos campos sin producir: además de “Után” el otro es “Takín”, con
muy escasa reserva.
28
Al comenzar 2007, en el Activo KZM, también permanecían sin producir, además de los señalados el “Zazil
Ha”.
29
Pemex, Reporte Anual 2005 a la SEC del gobierno de EE.UU. en Washington, Pemex, ya citado. En
documentos más recientes Pemex aumenta el número de pozos a 118: “el proyecto KZM contempla la
perforación de 112 pozos de desarrollo, más seis inyectores (PEP, “La evolución del negocio. Balance 20012006”, México, Pemex, noviembre de 2006.
30
En el “Balance 2001-2006, ya citado ahora se anuncian 18 plataformas: 4 de producción, 8 de perforación,
4 habitacionales, una de enlace y una más de telecomunicaciones.
400 mil barriles diarios. Ello obedece a que algunos campos inscritos en el
Programa de Crudo Ligero Marino pertenecen a la RMSO, como Ixtal y Manik, el
primero entró en operación desde 2005 31. Para Manik se encuentra en
construcción una plataforma en Tuxpan, Probablemente ya entró en operación o
su arranque es inminente.
En la RMSO se han descubierto los siguientes campos nuevos: Chukua, Akpul,
Hap, Tel, Winak, Pokoch , Tumut, y Wayil así como extensiones de los campos
Misón y Chuc.
Litoral Tabasco.
En el periodo de las negociaciones del TLC se iniciaron campañas de sísmica que
permitieron el surgimiento de esta nueva área. Al comenzar el sexenio de Fox,
comprendía los siguientes 17 campos: Alux, Ayín, Bolontikú, Citam, Hayabil, Kab,
Kax, Kix, Kopó, Makech, May, Mison, Och, Sinán, Uech, Yaxché y Yum. Un dato
verdaderamente importante es que el gobierno de Fox los recibió absolutamente
intactos, no habían producido un barril de crudo ni una molécula de gas, con
excepción de tres32. Se inició el desarrollo de una primera parte de estos campos
hasta bien entrado el sexenio de Fox, comprende las primeras ocho plataformas
frente a Tabasco: cuatro para Sinán, dos para May, una para Yaxché y una más
para Citám. Estamos seguros que esta fase aún no concluye, es decir que aún no
se instalan todos los equipos y no obstante, ocho plataformas son absolutamente
insuficientes para la explotación del gran conjunto de campos viejos y nuevos
frente a las costas de Centla, Paraíso.
Una segunda etapa comprenderá la explotación de esos otros campos, algunos no
incorporados en la primera etapa y otros recientemente descubiertos. Estoy
31
En “Ixtal” se descubrieron hidrocarburos desde 1994, empero el campo se mantuvo cerrado por invasión
de agua; a fines del sexenio pasado se corrigió el problema perforando un nuevo pozo en una sección más
arriba de la estructura. Desde 2005 el campo está produciendo 17 500 barriles diarios de crudo de 32 grados
API y casi 26 millones de pcgd, los datos de producción en Pemex, Gerencia Corporativa de Comunicación
Social, Boletín, 1 de diciembre de 2005.
32
Kax que había producido unos 20 millones; Och y Uech a los que se les habían extraído cincuenta millones
a cada uno y solo por no omitir ninguna información agregaríamos a “Yum” un pozo que se incendió y que
produjo de manera intermitente, es decir fue cerrado por varios períodos, produciendo en total un millón de
barriles de crudo.
seguro que los tabasqueños recibirán con gran disgusto la noticia de que en el
futuro verán sus costas sembradas de nuevas plataformas petroleras. Sólo en el
sexenio de Fox entre los nuevos campos descubiertos podemos señalar los
siguientes: Kopó, Homol, del que se han descubierto extensiones en 2006; Nak;
Etkal y Xanab.
En el pasado año de 2006 el pozo “Yaché-101” descubrió nuevas extensiones del
campo del mismo nombre, de inmediato, la actual administración de facto de
Calderón el pasado 4 de abril de este año de 2007, se ha lanzado una nueva
licitación para otra plataforma para Yaxché, según las bases de la licitación
perforará 4 nuevos pozos, el ganador comenzará a perforar el próximo julio 33 y dos
semanas más tarde lanzó una nueva convocatoria para licitar una plataforma
semisumergible para perforar tres pozos más en Sinán. Las actividades
comenzarán también el 30 de julio y tendrán una duración de 210 días 34.
Aguas profundas del Golfo de México.
Las aguas profundas del golfo de México albergan la mayor parte del potencial
petrolero de este país. Por el monto de las inversiones que, en el sexenio de Fox,
se dedicaron a programas de sísmica 2 y 3D, la extensión de las áreas
investigadas y otros indicadores, hemos concluido que son la nueva “joya de la
corona”35. La última evaluación de Pemex sitúa en casi 16 000 millones de crudo y
30 billones de pies cúbicos de gas natural los recursos que espera descubrir36.
Aunque nadie duda de la existencia de recursos en el golfo profundo, la
estimación oficial que hemos citado ha sido puesta en duda por una feroz
campaña, igual a las que hemos citado para Cantarell, KZM y otros casos. En el
caso se ha utilizado abundantemente el hecho de que las perforaciones de Pemex
33
“Pemex Launches Sonda de Campeche Rig Tender” (Puede consultarse la nota completa en el Banco de
datos y documentos sobre el Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción. IIEc-UNAM, Unidad de
Investigación sobre Energía), 4 de abril de 2007.
34
“Pemex Launches Sonda de Campeche Rig Tender” (Puede consultarse la nota completa en el Banco de
datos y documentos sobre el Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción. IIEc-UNAM, Unidad de
Investigación sobre Energía), 18 de abril de 2007.
35
Véase Fabio Barbosa, “Pemex: la disputa por acelerar la explotación de las aguas profundas del Golfo de
México y los ‘segundos mantos´ de campos en tierra”, en José Luis Calva (Coordinador), Agenda para el
Desarrollo, Política Energética, México, UNAM, Dirección General de Publicaciones, LX Legislatura de la
Cámara de Diputados, Miguel Ángel Porrúa, 2007.
36
Fabio Barbosa, ob. cit.
habían
obtenido
modestos
resultados
o
habían
sido
francamente
desafortunadas37. En 2006 ese panorama presentó un dramático giro: al fin,
después de casi 18 perforaciones en tirantes no convencionales, Pemex alcanzó
un éxito importante: el Lakach-1, en la nueva cuenca de Catemaco, descubrió 250
millones de pies cúbicos de gas como reserva probada y más de un billón de pies
cúbicos de gas como reserva total.
En un reciente artículo hemos examinado tanto el extraño silencio alrededor de
este último importante descubrimiento38
Sea como fuere, todos los proyectos en el Golfo de México profundo, aún
comenzando en este año, aportarán producción para la segunda década del siglo
XXI, es decir para 2010-2020.
Hacia una visión de conjunto.
La información que hemos examinado permite concluir que los recursos de
hidrocarburos de México no presentan una situación de agotamiento inminente,
sobreviviendo en la última década de su existencia, con sólo dos o tres proyectos
en su futuro y con la remota esperanza de que con el apoyo de capital y
tecnología extranjera se realicen descubrimientos en las aguas más profundas del
Golfo de México.
Hemos repasado alrededor de veinte áreas petroleras. Doce de ellas maduras, es
decir en etapa de declinación irreversible39, pero con posibilidades de reentradas a
pozos y rehabilitación de campos aplicando sistemas de producción artificial o
métodos de recuperación secundaria o terciaria. Hemos demostrado con los
nombres y fechas que no obstante su antigüedad en todas esas cuencas maduras
se han descubierto extensiones de campos y algunos campos nuevos.
Asimismo hemos descrito nueve áreas que se encuentran vírgenes o sólo apenas
iniciada su explotación, como las extensiones costa afuera de Burgos, la Faja de
37
Nab-1, encontró crudos ultrapesados, Kastelán y Noxal-1, pequeños volúmenes de gas como reservas
probables, Caxui, resultó hoyo seco, etcétera.
38
Véase Fabio Barbosa, “Éxitos y Problemas en el Golfo de México”, Energía y Ecología, suplemento de
Diario Olmeca, Villahermosa, Tab., 24 de abril de 2007.
39
Puede definirse una cuenca o un campo como “maduro” cuando el pico de su producción, ya ha ocurrido,
es decir su producción acumulada equivale a la mitad del volumen estimado como máxima recuperación
final.
Oro Marina, Lankahuasa, Salina costa afuera, Macuspana Marino y Litoral
Tabasco. Por otro lado, al comenzar mayo de 2007, se encontraban 46 equipos
perforando en el Golfo de México40. El programa de construcción de 32
plataformas marinas será insuficiente para explotar ese potencial petrolero y sin
duda será ampliado.
Hemos repetido constantemente que en todas las cuencas maduras se
encuentran campos pendientes de desarrollo, algunos muy antiguos como los de
la Faja de Oro Marina, “en espera” algunos desde los setenta; o los de Litoral
Tabasco, “en espera” desde los noventa. En Pemex se les ha llamado “campos
marginales”, una excelente definición explica que no se desarrollaron porque
había otros más rentables41, es decir que Cantarell, un caso excepcional, anuló la
rentabilidad relativa de otros proyectos. Es otra forma de expresar el potencial
petrolero de este país.
En el período reciente la inversión fue orientada hacia la exploración y desarrollo
de la producción de gas natural y crudo ligero. Los campos descubiertos, en el
sexenio pasado, en las cuencas de gas no asociado (Burgos, Veracruz y
Macuspana) suman 112, de un total de 174 nuevos campos o extensiones de
campos existentes. Ello explica que la producción nacional de gas este creciendo
continuamente alcanzando los volúmenes más altos en la historia de este país42.
Para el primer cuatrimestre de 2007, la producción de gas alcanzaba ya 5, 854
millones de pies cúbicos diarios.
40
Ver una relación completa del tipo de plataforma y la empresa contratista en el Banco de datos y
documentos sobre el Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción. IIEc-UNAM, Unidad de
Investigación sobre Energía, enero de 2007.
41
La mejor definición de los campos marginales de México la ha ofrecido el Dr. Luis Roca Ramisa, director en
México de Schulmberger: “Los campos maduros y/o marginales en México se definen como aquellos
campos donde el margen de utilidad es rentable pero no suficientemente competitivo con otros proyectos
en la cartera de inversiones de Pemex Exploración y Producción. El concepto de madurez y/o marginalidad
es dinámico, es decir puede ser temporal en función de las condiciones del mercado y nivel de costos de
extracción y producción. En los EUA se considera como maduro y/o marginal, aquellos campos de aceite con
producciones inferiores a 10 barriles diarios por pozo (Ingeniero Antonio Narváez de PEP, y Dr. Luis Roca
Ramisa, de Schlumberger Oilfields Services, “Reactivation of mature fields in Northern Mexico”, artículo
presentado en la IV E-Exitep, 20-23 de febrero de 2005, Veracruz, Ver.)
42
Véase una estadística de 1980 a 2005 en Sarahí Ángeles Cornejo, “Producción y suministro de gas natural
en México”, en José Luis Calva, Coordinador, ob.cit.
La producción de crudos pesados está disminuyendo, pero la producción de
crudos ligeros se ha incrementado, pasando de 659 000 barriles diarios en 2001, a
830 000 bd en 2006. La producción de superligeros ha revertido su declinación y
de 135 000 barriles diarios en 2004, se ubicó en 180 000 en 2006.
La producción de crudo pesado está disminuyendo porque Cantarell está en
franca declinación, pero los nuevos proyectos han permitido que la producción
perdida por el viejo gigante fatigado, esté siendo sustituida con petróleo nuevo o
producciones incrementales, de los proyectos en curso. La información sobre el
comportamiento de Cantarell ha sido objeto de manipulación. No entraremos, por
falta de espacio, a desmontarla, pero sólo como ejemplo veamos los datos
recientes que ha ofrecido Cuauhtémoc Cárdenas: “Cantarell [...] registra una
pérdida de alrededor del 20 por ciento con respecto a su máxima producción”43.
En contraste, la producción nacional, ha caído del pico en 2004, a 2006, en 127
mil barriles, que equivalen al 3.7 por ciento.
Para ilustrar los datos de la producción nacional incorporamos el cuadro uno a
continuación:
CUADRO 1
AÑO
PRODUCCION
NACIONAL
PETROLEO CRUDO
DE
DIFERENCIA
(En barriles diarios)
43
2001
3, 127 000
---------------
2002
3, 178 000
51 000
2003
3, 371 000
193 000
2004
3, 383 000
12 000
2005
3, 333 000
(50 000)
2006
3, 256 000
(127 000) Respecto
Cuahutémoc Cárdenas Solórzano, “Las perspectivas del sector energético en México I”, La Jornada, 20 de
mayo de 2007.
al pico de 2004
Fuente: “Indicadores Petroleros” (www.pemex,com)
Sin pretender minimizar la importancia de esa caída de 127 mil barriles diarios,
creemos que no es correcto calificarla como un “derrumbe”, o una “catástrofe”, de
la que sólo puede salvarnos la inversión extranjera. El discurso gubernamental
sobre el “agotamiento de las reservas”, que inició Fox, ha tomado ahora formas
ridículas como las expresiones de que “el destino ya nos alcanzó”, de Agustín
Carstens, en la presentación de los “Criterios de Política Económica”, en el que
insistió en que la duración de las reservas es sólo de nueve años.
Necesidad de superar la visión de corto plazo
“En cierta manera el destino ya nos alcanzo”, dijo Agustín Cartens, pero enseguida
añadió: que era necesario dar capacidad financiera a Pemex para que mantenga
sus niveles de producción e incluso los aumente”. Esas contradicciones en el
discurso oficial descubren que lo que buscan en realidad, son formas de
financiamiento para detonar los vastos recursos de este país.
Hemos examinado los estudios prospectivos recientes del DOE, USGS, la OPEP,
y algunos nacionales, como las proyecciones del IMP y de especialistas
mexicanos como el Doctor Antonio Alonso Concheiro, ninguno contempla la
proximidad del pico de la producción petrolera de México, la trasladan para las
próximas dos décadas44, pero en el horizonte social y económico dos décadas son
muy poco tiempo, esos estudios deben considerarse como llamadas a superar las
visiones de corto plazo en que se encuentra atrapada la clase política de este
país.
Conclusiones.
Este país dispone de un potencial petrolero importante, pero no se trata de
volúmenes que de inmediato puedan extraerse. Siguiendo la información de que
disponemos sobre los proyectos en el Plan de Negocios, podrían esperarse
44
Véase un resumen sobre de estudios prospectivos del DOE, USGS, OPEP; así como del IMP y otros
expertos en Fabio Barbosa, “Pemex: la disputa por acelerar la explotación de las aguas profundas del Golfo de
México y los ‘segundos mantos´ de campos en tierra”, en José Luis Calva (Coordinador), Agenda para el
Desarrollo, Política Energética, ya citado y en Fabio Barbosa y Nicolás Domínguez, “Situación de las
reservas y el potencial petrolero de México”, EconomíaUnam, México, D.F., núm. 7, enero-abril de 2006.
nuevas caídas de la producción nacional, aunque en porcentajes pequeños, entre
el 2%, 3%; no se trataría de desplomes dramáticos. Según el actual gobierno la
nueva versión del “Portafolio de Inversiones” puede soportar una producción de
crudo de 3.4 millones de barriles diarios, en promedio, de este año de 2007, al
2021”45.
Hoy México se encuentra en el umbral de un momento decisivo la llaman la
“Reforma Energética”, no se trata de una privatización tipo “Teléfonos de México”,
sino de cambios en Reglamentos, legislación secundaria o del 27 Constitucional,
que permitan inversión extranjera para detonar el potencial petrolero de México.
Pemex no desaparecería, simplemente operaría en una “asociación estratégica”,
con distintas empresas privadas nacionales y extranjeras. Estamos seguros que la
clase política ha formado una coalición que aceptaría un esquema de reparto de
las ganancias petroleras, digamos 70 a México y 30% a los extranjeros, para,
como dice Carstens, “mantener e incluso aumentar sus niveles de producción”. Lo
veremos en el futuro.
45
“The Portfolio can support an average oil production of 3.4 millions of barrels per day from 2007-2021”,
pueden consultarse estas proyecciones, así como mapas y cuadros estadísticos de la última versión del Plan
de Negocios de PEP, en el Banco de datos y Documentos sobre el Plan de Negocios de Pemex Exploración y
Producción. IIEc-UNAM, agosto de 2006.