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Megaproyecto Chicontepec: ¿oportunidad o riesgo?

Pemex no debe embarcarse en un megaproyecto que podría poner en peligro su escaso patrimonio, sin antes ensayar las diversas técnicas de producción que pudieran funcionar en la singular geología de esa región.

RICARDO GÓMEZ SAAVEDRA*

No se puede negar la existencia de reservas de crudo y gas en el Paleocanal de Chicontepec y aunque difiera yo respecto a las declaradas oficialmente, el volumen original que allí se tiene es un hecho.

Lo que sí está sujeto a diferentes tipos de cuestionamientos es el que se presente otra vez al Paleocanal como un proyecto magno, del que se espera una inverosímil producción de un millón de barriles diarios de petróleo crudo equivalente (bpce), para recuperar 18,000 millones de bpce con la perforación de 20,000 pozos. (La reserva oficial actual 3P, probada + probable + posible, de toda la Región Norte es de 20,539 millones de bpce, según la Memoria de Labores de Pemex 2006). Cabe también hacer notar que en toda la historia de Petróleos Mexicanos (Pemex) se han perforado poco más de 17,000 pozos en todo el país.

La panacea de este megaproyecto se basa en la aplicación de varias tecnologías y medidas logísticas para vencer la resistencia de la mayor parte de los yacimientos que constituyen el Paleocanal, a entregar a los pozos, de manera fácil, su baja producción de aceite. Parece ser que el único objetivo visible que se persigue es que se licite de manera inmediata y sin mucha reflexión los contratos para perforar esa fabulosa cantidad de pozos sin efectuar pruebas que garanticen el éxito.

No se puede negar tampoco que cada una de las mejoras tecnológicas propuestas por separado ha dado buenos resultados en diferentes campos. Lo que inquieta y provoca el cuestionamiento de este megaproyecto es que se considera que la aplicación conjunta de varias técnicas podrían entorpecerse unas con otras, para conseguir producciones ya de por sí nada fáciles e inciertas.

En todo caso, ¿por qué no se ensaya cada técnica por separado en diferentes áreas del Paleocanal? Y en casos favorables, aprobarlas para su aplicación conjunta en campos representativos del Paleocanal, conocido por su baja permeabilidad y baja productividad, ya que en áreas de mejores condiciones como en los campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, donde se está perforando actualmente, indudablemente darán buenos resultados que de ninguna manera podrán sanamente hacerse extensivos al resto del Paleocanal. No se puede curar a un paciente de muchas enfermedades a la vez, sin correr el riesgo de no saber de qué se murió o con qué se curó.

Aquí es donde surge una pregunta interesante: ¿por qué gastar los escasos recursos económicos de Pemex y del país en estas áreas tan difíciles? ¿Por qué no usarlos en desarrollar otros campos con mejores condiciones como en la profundización de los campos del Terciario o en los litorales marinos de Tabasco y Veracruz? ¿O en otros más que podrían resultar muchísimo más rentables para el país sin que se tengan que llegar a suscribir contratos “fast track” multimillonarios, que por su cuantía y magnitud ya no pudieran anularse, en caso de que el espejismo de enormes producciones del Paleocanal se desvaneciera?

No hay que ser muy suspicaces para ver que en todas las compañías que participaran, cobrarían muy bien por sus trabajos y esfuerzos, y se irían a sus países sin preocuparse de los resultados y que el problema de escasa producción y baja o nula rentabilidad se le quedarían a México. ¿Podrá culparse a alguien y hacerlo responsable del fracaso del proyecto? Porque ya sabemos que el éxito tiene muchas paternidades.

¿No sería mejor invertir en otros proyectos más rentables que, aunque fuesen con Pidiregas, comprometerían menos el futuro económico de México? No hay que olvidar que los Pidiregas, muy solicitados en los últimos años, hay que pagarlos con cargo a presupuestos de años posteriores de Pemex, es decir, del gobierno federal.
Se considera incongruente e inexcusable no aplicar los recursos económicos donde el costo de oportunidad (o bien el valor agregado) sea evidente, como en recuperación secundaria o mejorada o la exploración de nuevas áreas o nuevas refinerías que cancelarían las crecientes importaciones de gasolinas y le darían valor agregado al crudo, o en las áreas de petroquímica.

Todos los que hemos trabajado en Pemex conocemos el Paleocanal de Chicontepec y sabemos de los intentos muy loables que se han hecho por conseguir producciones que, en muchos casos, no pagan los costos de perforación. Ahora que los precios del crudo han aumentado, vuelve la inquietud por perforar y desarrollar estos yacimientos, ante lo cual debe asumirse mucha prudencia y responsabilidad, ya que la inversión sería cuantiosa y beneficiaría solamente a las compañías que intervinieran –transnacionales y una que otra nacional– ya que la incertidumbre del megaproyecto no le garantiza al país éxito, por lo menos parcial.

Pasaríamos ahora a examinar el porqué de las dudas y de la incertidumbre en el éxito del megaproyecto:

  • El Paleocanal no es un solo yacimiento sino numerosos, variados y erráticos yacimientos con diferentes características geológicas;
  • Podría decirse que los yacimientos son trampas estratigráficas y lenticulares que no presentan una continuidad general;
  • Por lo anterior, no puede sujetarse a todo el Paleocanal a una inyección masiva de agua. Esto sería un desperdicio del agua inyectada y equivaldría a disparar con escopeta para ver cual perdigón le atinó al objetivo, en tanto que el resto de perdigones se perdieron, no hay que olvidar que el agua a inyectar también tiene un costo como insumo. La inyección debe ser selectiva donde se asegure su eficacia.
  • Por otro lado, la baja eficiencia de la inyección, debido a la baja permeabilidad de las formaciones, pone en duda las producciones esperadas y, en consecuencia, la rentabilidad del megaproyecto (otros proyectos de la cartera de Pemex tienen mayores rentabilidades).
  • Se aduce que para aumentar la porosidad y permeabilidad se inyectará agua carbonatada con lo cual se impediría la depositación de carbonatos en el yacimiento. ¿Y que pasará con los sedimentos finos que no sean afectados por los disolventes de los carbonatos de calcio y que pudieran quedar libres? Éstos se depositarían en las fracturas pequeñas y mayores que los tratamientos o explosiones lograsen y, al final, sería vuelta a lo mismo, fracturas selladas y altos costos para volver a tener producciones aceptables.
  • Los costos de perforación, mantenimiento e infraestructura que se estiman en 750,000 dólares por pozo, se consideran bajos comparados con los actuales de entre 15 y hasta 20 millones de pesos por pozo.
  • ¿Qué pasará con los pozos donde se aumente el radio de drene con base en explosiones, si están en agujero descubierto y sujetos a inyección de agua?, ¿Se puede asegurar que no habrá derrumbes de las arcillas hidratadas y pérdidas del pozo? ¿Se impondrían sanciones a las compañía que usen la tecnología mencionada cuando eso suceda? ¿Será sólo Pemex el que cargue con las pérdidas?

  • ¿Podrá ser útil el uso del bombeo electrocentrífugo en la producción simultánea de 3 o 4 estratos con porcentajes altos de agua y que llevan en suspensión grandes cantidades de partículas?
  • Se dice que el agua inyectada actuará por embebido. Este fenómeno que se da en yacimientos de baja permeabilidad, en función de tiempo, no de presión, para dar lugar a que el aceite de la roca matriz sea expulsado capilarmente de ella por el agua de inyección, dando lugar a ciclos de producción llamados dientes de sierra que van en declive, ¿será esto factor de sostenimiento de la megaproducción de un millón de barriles diarios? ¿En cuántos años se conseguirá y cuántos se sostendrá, si se aduce al embebido como mecanismo principal? Lo anterior, sumado a las ya de por sí grandes declinaciones de los pozos, entre 40 y 70% anual, pone en duda el conseguir y sostener esa cantidad.
  • Se afirma que se recuperarán 18,000 millones de bpce con 20,000 pozos productores. Esto lleva a pensar que para dar el millón de bpce, cada pozo deberá aportar más de 300 bpce diarios. ¿Es ésta una producción representativa de Chicontepec? ¿En qué tiempo se promete el millón si no se perforarán todos al mismo tiempo? ¿Se está encubriendo un hecho que todos conocemos, de que la producción por embebido sumado a la gran declinación de estos yacimientos y las bajísimas permeabilidades, haría caer abruptamente la producción diaria?
  • Se dice que se va a aumentar la presión del yacimiento por arriba de la presión de saturación para evitar la formación de gas en los yacimientos. Se considera que si se va a dejar actuar el embebido, se debe inyectar y cerrar los pozos inyectores para que se represione el yacimiento y, después de un tiempo determinado, abrir los pozos productores para comenzar un ciclo. En estas circunstancias, en las zonas de más permeabilidad, el gas se mantendrá disuelto, pero eso no puede asegurarse de las de baja y muy baja permeabilidad, donde el gas desprendido podría bloquear el desplazamiento de aceite de estas regiones que predominan en el Paleocanal.


En conclusión, se considera que no tienen fundamento las promesas de alcanzar una producción diaria de un millón de barriles a corto plazo ni la de recuperar 18,000 millones de barriles del Paleocanal, por lo que se recomienda no llevar a cabo el megaproyecto como tal, sino que deben ensayarse todas las técnicas previamente conocidas, no en las mejores áreas sino en alguna zona del Paleocanal con condiciones representativas promedio de porosidad y permeabilidad, como Tlacolula, Coyotes, Amatitlán, Coyol y Miahuapan, y allí aplicarlas y analizar bien los resultados antes de embarcarse en un megaproyecto que, a todas luces, en el mejor de los casos, no beneficiaría mucho al país y, en el peor, dañaría el escaso patrimonio presupuestal de la Nación por muchos años. En todo caso, si hay compañías que quieran participar, debe orientarse su participación a otros proyectos que no son tan inciertos ni cuestionados y que, de todos modos, dadas las condiciones del país, quizás se paguen con Pidiregas, pero serán mucho más rentables y seguros.

No debe olvidarse que desde el momento en que se den las licitaciones para otorgar contratos de perforación en el Paleocanal, sin esperar resultados de pruebas piloto, desde ese momento también las compañías participantes estarán en condiciones de exigir y demandar a Pemex y al país, en caso de que por resultados adversos se quisieran suspender dichos contratos.

* Egresado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM con maestría en ingeniería de yacimientos. Laboró en Pemex durante 38 años. Entre sus trabajos efectuados destaca la coordinación a nivel nacional de proyectos de inyección de agua a yacimientos de aceite, así como la coordinación del primer proyecto de almacenamiento subterráneo de crudo en domos salinos, entre otros. Es profesor de la Facultad de Ingeniería desde 1966 y miembro del Grupo Ingenieros Pemex Constitución del 17. (rigosaav@hotmail.com)