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La nueva coyuntura en exploración y producción

La baja reposición de las reservas de aceite, así como los altos costos y elevada incertidumbre de los nuevos proyectos petroleros del país, genera la necesidad de inversiones mucho mayores.

DAVID SHIELDS

Se ha definido la exploración y producción de hidrocarburos (EyP) como una actividad de importancia estratégica para el país con una gran capacidad para generar valor, pero también con una alta incertidumbre inherente. Funcionarios de Pemex Exploración y Producción (PEP) han fijado como objetivo el que PEP sea reconocido como “la mejor inversión de los mexicanos”.

La capacidad para generar valor ha sido ampliamente demostrada en los últimos años, pero también la incertidumbre se ha manifestado en el bajo índice de descubrimientos y el bajo nivel de reposición de las reservas petroleras. En los cuatro años 2002-2005 se produjeron 4,841 millones de barriles (MMb) de petróleo crudo y se descubrieron 294 MMb de reservas probadas de aceite, es decir, la tasa de reposición fue de sólo el 6% de lo extraído.

En el caso del gas natural, los resultados fueron mucho mejores, con una tasa de reposición cercana al 60%, lo cual refleja que el gas ha sido la prioridad de EyP en los últimos años, con éxitos significativos en las cuencas de Veracruz y Burgos. La producción de gas natural se ha elevado de 4.57 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) en 2004 a 5.36 MMpcd en 2006. Esto contrasta con el desempeño reciente en crudo, ya que la producción ha caído desde 3.38 millones de barriles diarios (b/d) en 2004 a cerca de 3 millones de b/d en meses recientes.

La baja reposición de las reservas de aceite hace dudar que algunos proyectos de PEP, incluyendo los más grandes como Chicontepec y la incursión en aguas profundas, sean la mejor inversión de nuestros impuestos. Por lo mismo, la tasa de sustitución de reservas se ha convertido en un factor crítico, porque sin petróleo no puede subsistir Pemex como empresa productora y exportadora de hidrocarburos. Un Pemex con reservas probadas para 10 años y una tasa de reposición del 6% no tiene un futuro promisorio, sino, al contrario, su supervivencia está en riesgo. Urge, por lo tanto, identificar y explotar nuevos yacimientos.

En épocas pasadas, casi nadie cuestionaba que Pemex fuera el vehículo a través del cual se realizaban la exploración y explotación petroleras, como actividad reservada sólo a la Nación. Parecía lógico que Pemex fuera el guardián de enormes reservas que generaban una renta muy elevada para el Estado mediante procesos de explotación de muy bajo costo. En el presente, en cambio, las reservas probadas del país se encuentran mermadas, los costos de las explotaciones se han elevado y no queda del todo claro que algunos de los proyectos que pretende emprender PEP –costosos, de riesgo y elevada incertidumbre– se puedan realizar exitosamente a través de la empresa estatal, con sus restricciones presupuestales y tecnológicas. Los costos de los nuevos proyectos resultan mucho más elevados que los de los desarrollos actuales y pasados en el Sonda de Campeche.

En años recientes, PEP realizó proyectos específicos para elevar la producción de crudo ligero y la extracción y oferta de gas natural, con resultados relativamente exitosos en los proyectos Crudo Marino Ligero, Burgos y Estratégico de Gas. Sin embargo, la declinación del megayacimiento de Cantarell es un hecho tan preponderante –ya que provoca una baja importante de la producción de crudo, que no puede ser compensada por otros proyectos–, que las estrategias de PEP tienen que cambiar. Lo importante ahora debe ser incorporar reservas y nueva producción a como dé lugar, sin importar si los yacimientos son de crudo ligero o pesado o si tienen o no una alta relación gas-aceite.

Los yacimientos que han sido el sostén de la producción petrolera mexicana –Poza Rica, Jujo-Tecominoacán, Bermúdez, Abkatún-Pol-Chuc, Cantarell– están en fase de madurez y de recuperación secundaria y mejorada. Los proyectos Ku-Zaap-Maloob, de crudo pesado, y Crudo Marino Ligero están en ascenso, pero su producción no es suficiente para compensar las declinaciones en Cantarell y otros campos. Además, el pico de la producción se alcanzará en pocos años y luego comenzarán a declinar también.

Por lo tanto, es prioritario evaluar el potencial petrolero de nuevas regiones, sobre todo en las zonas marinas que comprenden los proyectos Coatzacoalcos, Progreso, Lankahuasa-Lamprea, Delta del Bravo, así como los de aguas profundas. Asimismo, se ha identificado la oportunidad de orientar agresivamente la exploración hacia aguas más profundas del Golfo de México, en tirantes mayores de 500 metros, en busca de nuevas reservas de hidrocarburos.

Estos proyectos, sin embargo, podrán brindar una producción elevada sólo en el largo plazo. Por lo tanto, resulta imperativo tener mayores éxitos en la incorporación de nuevas reservas en el corto plazo en el sureste del país, por su cercanía a la infraestructura existente y por el potencial petrolero que aún queda en esa región que ha sido tan prolífica en la historia reciente del país.

En este sentido, las nuevas tecnologías que permitan identificar yacimientos homólogos y fracturas mayores, explicadas en otro artículo de esta edición, podrían tener una especial relevancia. También será importante aplicar sistemas artificiales de producción en los cientos de campos marginales que hay en el país, haciendo reentradas a los miles de pozos declinados, cerrados o abandonados por Pemex en el transcurso de los años. Los sistemas artificiales representan una oportunidad para poder hacer frente a los campos marginales tanto en tierra como costa afuera y que hoy en día pueden aportar más producción de una manera rápida y sin inversiones tan fuertes de capital para infraestructura.

Por lo pronto, todo indica que la industria petrolera nos va a costar más caro en los próximos años, a raíz de los mayores costos en EyP, que representarán el 80% o más de las inversiones totales de Pemex. Se plantea que PEP debe destinar el 47% de sus inversiones –unos 40.1 mil millones de dólares en el lapso 2007-2016– a la exploración, rubro que en los últimos años ha recibido, a lo más, 15% de la inversión total. Con ese dinero, se perforarían 1,192 pozos exploratorios, la mayoría en el mar, con miras a incorporar reservas, más 151 pozos en aguas profundas, además de levantar 166,744km2 de sísmica tridimensional.

Otro 28% de la inversión en EyP se utilizaría para perforar 10,697 pozos de desarrollo en Chicontepec. Así, el 75 por ciento de la inversión en EyP se destinaría a tareas exploratorias y al desarrollo de Chicontepec, actividades que implican un trabajo complicado, de alto riesgo e incertidumbre, y por tanto, una rentabilidad impredecible.
Sólo 7% de la inversión en EyP se aplicaría a Cantarell y 8% a Ku-Maloob-Zaap (KMZ), los dos grandes complejos marinos que son la base de la producción actual. El contraste es evidente: en el sexenio foxista, el 80% de la inversión total de Pemex fue para la producción de hidrocarburos en zonas de extracción fácil y barata como Cantarell, KMZ y Burgos. Ahora, en la próxima década el 20% de la inversión total (ó 25% de la inversión en EyP) sería para la producción de crudo y gas en los yacimientos de bajos costos que hoy aportan el 99% de la producción.

Siendo así, se peca de un optimismo exagerado al afirmar que la producción de crudo podrá mantenerse arriba de 3 millones de barriles diarios (b/d) en la próxima década. Más bien, la era del crudo fácil y barato se acabó, como se observa en la brusca caída de Cantarell y de las reservas probadas. La era del crudo caro va a ser mucho más difícil, con un nivel de costos muy diferente y muy difícil de enfrentar con una empresa tan endeudada.
Hasta hoy, Pemex ha sido un excelente negocio, digno de ser financiado con nuestros impuestos. ¿Pero ahora? Pemex ya gastó mil millones de dólares en cuatro pozos en aguas profundas, sin lograr un descubrimiento comercialmente viable. Ya contrató varios cientos de pozos en Chicontepec y la producción en esa región ha llegado a apenas 30 mil b/d. Por primera vez, se plantea que los impuestos de los mexicanos deben destinarse a inversiones de altísimo riesgo y de rentabilidad desconocida. La pregunta queda en el aire: ¿Pemex es la mejor inversión que tenemos para nuestros impuestos?

El cambio de prioridades se hace muy evidente en el Programa de Perforación de Pozos de Desarrollo 2007-2009. De un total de 4,358 pozos previstos, 2,780 están programados para Chicontepec, 791 para Burgos y 625 para zonas en aguas someras que no son las principales zonas productoras. En cambio, se han programado sólo 35 pozos para Cantarell, 65 para KMZ, 24 para Crudo Marino Ligero, 4 para el yacimiento gasífero de Lankahuasa y, en cuanto a la Región Sur, 10 para Jujo-Tecominoacán y 24 para Complejo Bermúdez, Samaria y otros.