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Regresar a la lista artículos | Inicio Campos maduros, retos difíciles La industria petrolera se enfrenta a la disminución de la plataforma de producción de hidrocarburos y al descenso de las reservas probadas. SALVADOR ORTUÑO ARZATE* El análisis del comportamiento y dinámica de los yacimientos de hidrocarburos que realizara el geólogo M. King Hubbert en el siglo XX, y que le permitió pronosticar la declinación de la producción estadounidense en la década de 1970, ¿podría comenzar a reflejar la evolución del pico de máxima producción petrolera de México? La respuesta es controversial, pero lo que sí está claro es que el sector petrolero se enfrenta a la disminución de la plataforma de producción de hidrocarburos y al descenso de las reservas probadas. Reservas. Con respecto a las reservas petroleras del país, en los últimos años éstas han tenido significativos y preocupantes disminuciones. Así, para el 1 de enero de 2006, las reservas probadas se estimaron en 16,469.6 millones de barriles de crudo equivalente (Mbpce); mientras que un año antes se estimaban en 17,649.8 Mbpce (según el Anuario Estadístico de Pemex, Exploración y Producción para 2005 y 2006. Producción. La producción de petróleo crudo se ubicó, en promedio anual, en 3,333,000 barriles diarios (b/d) en 2005 y 3,256,000 b/d en 2006. Finalmente, se reportó una producción promedio para Cantarell durante 2005 de 1,998,000 b/d, mientras que para 2006, en promedio, fue de 1,735,000 b/d. Lo anterior refleja una declinación aproximada del 14% para ese megayacimiento, la cual tiende a acelerarse. Proyectos estratégicos. En el Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción (PEP) se establece como objetivo primordial el de maximizar el valor económico de las reservas y de los recursos de crudo y gas natural del país en el largo plazo. Para ello, es fundamental asegurar el crecimiento de las actividades operativas de exploración y producción para revertir las tendencias negativas actuales, principalmente con relación a la declinación de los principales campos en producción y la baja tasa de incorporación de reservas, que aún es menor al 10% en términos de reservas probadas. Se mantienen como ejes fundamentales los siguientes objetivos: 1. Continuar la actividad exploratoria petrolera para la evaluación del potencial petrolero y la incorporación de reservas en todo el país; 2. Intensificar la exploración por crudo ligero marino; 3. Desarrollar los campos en las provincias de crudos pesados; 4. Reactivar la Explotación de campos maduros; 5. Desarrollar la actividad de exploración y explotación en Chicontepec; 6. Desarrollar el procesamiento y manejo de crudos pesados; 7. Intensificar la exploración y producción de gas natural, y; 8. Activar la exploración y explotación en aguas profundas. Asimismo, alineados con los objetivos mencionados anteriormente, la cartera de proyectos de PEP contiene programas estratégicos para este sexenio, con los cuales se pretende hacer frente a los retos ingentes de incrementar las reservas y la producción de hidrocarburos. Entre los proyectos estratégicos más importantes se pueden enumerar los siguientes: (1) Proyecto Cantarell; (2) Proyecto Ku-Maloob-Zaap (KMZ); (3) Proyecto Chicontepec; (4) Proyecto Lankahuasa; (5) Proyecto Complejo A. J. Bermúdez; (6) Proyecto Jujo- Tecominoacán; entre otros. De estos proyectos estratégicos, Pemex ha anunciado que los proyectos como KMZ, Crudo Ligero Marino, complejo A.J. Bermúdez, Jujo-Tecominoacán, entre otros, podrán sustituir la producción faltante por la declinación de Cantarell. Sin embargo, es sabido que existen varios inconvenientes en estas áreas: KMZ no está totalmente desarrollado y producirá fundamentalmente crudos pesados e incluso muy pesados; también falta exploración y desarrollo en el caso de Crudo Marino Ligero; respecto al complejo A.J. Bermúdez y Jujo-Tecominoacán, se trata de campos en etapa de franca declinación, planeándose incluso, en el caso del primero, la inyección de nitrógeno como medida de recuperación mejorada. Además de lo anterior, algunos campos del Complejo A. J. Bermúdez presentan importante daño formacional, así como alto grado de contaminación debido a los aditivos químicos utilizados en épocas pasadas para la recuperación mejorada de hidrocarburos. Tabla II.- Reservas remanentes de aceite crudo al 1 de enero de 2006 para los principales campos o proyectos estratégicos de Pemex. Los montos se expresan en millones de barriles (Mb). Además, es importante considerar los montos de la reserva remanente –o reserva probada existente– de los proyectos estratégicos, la cual es exigua si se consideran los montos necesarios para mantener la actual plataforma de producción. Por ejemplo, KMZ posee sólo cerca de 1,800 millones de barriles (Mb) de reserva remanente; o Samaria-Luna cerca de 1,500 Mb, etc. (ver tabla). Al ritmo de producción actual, las reservas de estos dos últimos campos sólo representan los montos de producción correspondientes a poco más de dos años. En aras de una mejor autonomía energética-petrolera para el país, sería necesario incorporar, como reserva probada, los montos de reservas probables y posibles de estos proyectos estratégicos; lo anterior permitiría estimar un monto total de más de 33,000 Mb de petróleo crudo para el futuro del país. Al parecer, la política petrolera del gobierno actual se centrará, aún más, sobre la explotación acelerada de los yacimientos existentes y la búsqueda activa de nuevos en las áreas terrestres y principalmente marinas. El programa de perforación de pozos para el trienio 2007-2009, planeaba realizar 4,358 pozos y utilizar, para ello, más de 30 nuevas plataformas de perforación marina. Proyecto Ku-Maloob-Zaap. Uno de los proyectos estratégicos más importantes es KMZ (que se localiza a 105 km al norte-noreste de Cd. Del Carmen, Campeche), el cual es definido como un conjunto de campos de aceite pesado. El objetivo de este proyecto estratégico, como de otros que se llevan a cabo en paralelo, es el de sustituir la producción de hidrocarburos que está dejando de producir Cantarell (y otros yacimientos de la Región Marina como Ek-Balam, Caan, Abkatún-Pol-Chuc, etc.), por su declinación que se acentúa año con año a un ritmo del 10% o más. La producción de KMZ en 2002 fue de 241,000 b/d y aumentó a casi 400,000 b/d a fines del 2006, mientras que la proyección esperada de KMZ sería de más de 800,000 b/d entre 2008 y 2010. La inversión total estimada en 2002 por Pemex para el desarrollo de este complejo fue de 42 mil millones de pesos. Para la realización total del proyecto serían perforados 82 pozos, utilizando 17 plataformas y la construcción de 32 ductos. De los pozos anteriores, 78 serían exploratorios y 4 inyectores de nitrógeno, como recurso de recuperación mejorada, dada las densidades de los aceite pesados del complejo. El
conjunto KMZ se caracteriza por un grupo de yacimientos productores principalmente
de crudos pesados, el cual se encuentra configurado en el mismo conjunto o frente
tectónico petrolero que los yacimientos de Cantarell y Sihil, por lo
que comparten características geopetroleras similares. Sin embargo, el
conjunto KMZ produce hidrocarburos más pesados debido a la incipiente
madurez térmica de la materia orgánica in situ de su sistema petrolero
local y la lejanía de otras fuentes de generación y migración
de hidrocarburos más maduros. Además
de lo anterior, el contexto geológico de evolución del Golfo de
México indicaría que sus sistemas petroleros inherentes podrían
no tener la adecuada madurez térmica o riqueza orgánica para justificar
la existencia de grandes yacimientos hacia las aguas más profundas del
golfo. Sin embargo, las zonas de madurez adecuada de la materia orgánica
se encontrarían hacia las zonas de mar epicontinental de plataforma (zonas
someras marinas). Estos aspectos son críticos para la definición
de las estrategias exploratorias hacia aguas profundas, las cuales podrían
no ser tan promisorias en el corto plazo. Capacidades
futuras. Un escenario futuro de autonomía energética-petrolera
requeriría la adecuada administración y gestión de las
reservas totales de hidrocarburos que el país posee actualmente. En primer
lugar, por ejemplo, tomando en cuenta la reserva probada actual de aceite crudo
(11,814 Mb) y a un ritmo de producción de 3,333,000 b/d en promedio,
esas reservas se agotarían –o tendrían una evidente declinación–,
en alrededor de 9.7 años (en teoría hacia 2016). Seguidamente,
y tratando de mejorar el escenario, para poder asegurar un sostenimiento de
la explotación al ritmo similar a 3,333,000 b/d, sería necesario
incorporar o pasar, paulatinamente, la reserva probable a probada, y a su vez
la reserva posible hacia la reserva probada. Esto implicaría contar,
de manera diferida en el tiempo, con una reserva probada total de más
de 33,000 Mb, que al ritmo mencionado de 3,333,000 b/d, México podría
tener una autonomía energética-petrolera cercana a los 25 años. *Es
doctor en Geología, Exploración Petrolera y Recursos Energéticos
por las Universidades de Pau et des Pays de l’Adour y Pierre et Marie
Curie, de Francia. Fue investigador invitado en el Instituto Francés
del Petróleo en París, Francia, durante 1998 y 1999. Actualmente
es investigador y coordinador de proyectos de investigación en el Instituto
Mexicano del Petróleo (sortunoa@imp.mx).
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