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Problemas y retos de la exploración y producción en Pemex

Pemex Exploración y Producción (PEP) tiene una amplia cartera de proyectos por emprender ante el desafío de restituir las reservas y mantener la producción de petróleo crudo.

SALVADOR ORTUÑO ARZATE*

En los últimos años, las reservas petroleras del país han tenido notorios y preocupantes descensos. Al primer semestre de 2006, las reservas probadas de hidrocarburos se estiman en menos de 16,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce); mientras que para el año inmediato anterior (2005), las reservas probadas se habían estimado en 16,469.6 millones de bpce, según el Anuario Estadístico de Pemex Exploración y Producción (PEP). Por otro lado, las reservas probadas de gas natural al 1 de enero de 2006 ascendían a 14,557 billones de pies cúbicos, siendo las principales cuencas productoras las de Burgos y Veracruz.

La reserva total de hidrocarburos daría un monto de 46,417.5 millones de bpce para 2006; sumando las tres categorías: reserva probada: 16,469.6 millones de bpce; probable: 15,788.5 millones de bpce; y posible: 14,159.4 millones de bpce. Estos montos de reserva probada de petróleo y de gas natural podrían dar un periodo de autonomía energética para México de 10 años para el petróleo y de aproximadamente 7 años para el gas. Todo esto, desde luego, bajo las condiciones actuales de producción, precios, tecnología y ausencia de incorporación de nuevas reservas probadas en los siguientes años.

LA PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN

La producción nacional de petróleo crudo fue de 3,333,000 barriles por día (b/d) de petróleo en el 2005. Esta producción diaria representa más de 1,250 millones de barriles anuales de petróleo. Los planes gubernamentales pretenden aumentar la producción a más de 4,000,000 b/d en los próximos años. Por otra parte, la producción de gas actual es de 4,818 millones de pies cúbicos diarios (pc/d); y según los planes de Pemex esta producción podría ser mayor, alcanzando los 7,000 u 8,000 millones de pc/d, hacia el final de la década. Estas metas parecen imposibles de alcanzar, por ahora, en el estado en que se encuentra la industria petrolera.

Para reponer óptimamente los montos de petróleo extraído de los yacimientos mexicanos, es necesario tener una capacidad de reposición del 100%, es decir, incorporar como reserva probada cerca de 1,250, millones de barriles anuales. Sin embargo, actualmente, según los datos publicados por Pemex, la reposición de reservas probadas es sólo cercana al 10%, lo cual indica que se está minando la riqueza petrolera del país, sin tener el cuidado de una adecuada gestión para preservar los recursos y asegurar, para el futuro, la capacidad y la autonomía petrolera. La reserva probada actual no alcanzaría para los próximos diez años.

Así, las perspectivas a largo plazo de mantener o elevar las plataformas de extracción y de exportaciones serán altamente dependientes de la efectiva incorporación de nuevas reservas y las mejoras en la infraestructura productiva, así como de una efectiva exploración en las áreas terrestres remanentes y hacia aguas profundas del Golfo de México.

Por otro lado, la declinación de Cantarell es inminente. Sus efectos ya se notan en la producción descendente en 2006, previéndose una disminución hasta 1,700,000 b/d para el resto de 2006 e incluso a 1,600,000 b/d en el 2007. Cantarell, el campo marítimo más grande del mundo en producción, aporta ahora dos terceras partes de la producción de Pemex, asistido por la inyección de nitrógeno procedente de una planta cuyo costo fue de mil millones de dólares, construida por un consorcio transnacional. ¿Por qué la inversión no fue totalmente hecha por Pemex? Además, ¿fue ésta la mejor opción para llevar a cabo la recuperación mejorada?

Los especialistas de PEP y del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) consideran que a partir de 2006 dará comienzo una constante declinación de la producción petrolera del país, que podría comenzar con una disminución estimada en 6% en el 2006, 17% para 2007 y una caída de 29% para 2008. Es decir, México disminuiría paulatinamente su plataforma de producción con el riesgo de un impacto en su economía y estabilidad.

Por otra parte, la plataforma de exportación es de 1,800,000 b/d, lo cual se contrapone al aumento constante de la demanda interna de crudo, así como de la demanda de petrolíferos para el mercado nacional, los cuales se complementan con significativos montos de importación. ¿Cuáles podrían ser las estrategias adecuadas ante esta situación?

En cuanto a la exploración en aguas profundas en el Golfo de México, hasta 2004 el gobierno había invertido alrededor de 10 mil millones de dólares (cerca de 110 mil millones de pesos) en este rubro. Esto indica que se han destinado alrededor del 25% de todas las inversiones de PEP a esa exploración. Pemex inició la exploración en aguas profundas hace más de 10 años con la perforación de algunos pozos en diferentes regiones; Área Perdido con Pep-1; la Marina con Ayín-1, Tabscoob-1, Chuktah, Nab-1, Noxal-1 y cuatro nuevos pozos que seguirán en breve). Sin embargo, será necesario alternar las actividades exploratorias en aguas profundas con las realizadas en tierra y en aguas someras, donde aún se dispone de un potencial elevado.

RETOS Y PROYECTOS ESTRATÉGICOS

Los retos y proyectos estratégicos de PEP para los próximos años son:

1. Exploración petrolera para la evaluación del potencial petrolero y la incorporación de reservas en todo el país:

• Desarrollar la actividad exploratoria en la totalidad del territorio nacional con posibilidades (sólo se ha explorado eficientemente cerca del 20%).
• Evaluar urgentemente el potencial petrolero de todo el país e incorporar reservas.
• Desarrollar tecnologías y procedimientos tecnológicos más eficaces en exploración petrolera.
• Incrementar el ritmo de reposición de reservas de bajo costo: 1) Reponer 75% y reducir costo 25% a 2006; 2) Reponer 95% de producción a 2010.

2. Intensificación de la exploración por Crudo Ligero Marino:

• Intensificación y desarrollo de las actividades exploratorias en las áreas de Coatzacoalcos Marino, CampechePoniente y otros de la Región Marina Suroeste.

3. Desarrollo de los campos en las provincias de crudos pesados:
• Intensificación y desarrollo de las actividades exploratorias en las áreas de producción de crudos pesados como Ku-Maloob-Zaap y otras áreas cercanas en la Región Marina (Sihil).

4. Reactivación de la explotación de campos maduros:
• Incrementar la baja productividad de estos campos, los cuales presentan problemas por gestión inadecuada de la explotación, agotamiento, contaminación por recuperación mejorada, etc.
• Incrementar y desarrollar los procedimientos tecnológicos innovadores para incrementar el factor de recuperación de los campos maduros, (el 48% de la producción mundial proviene de campos maduros de más de 30 años de explotación). Los campos maduros que requieren atención urgente son: Complejo A. J. Bermúdez, Jujo-Tecominoacán, Abkatún-Pol-Chuc, Poza Rica, Área Cinco Presidentes y Cantarell.

5. Exploración y explotación en Chicontepec:
• Explorar y explotar estos yacimientos que poseen características sui generis: Son yacimientos estratificados de características petrofísicas de gran variabilidad vertical y horizontal, donde su declinación suele ser exponencial con bajo factor de recuperación (cerca del 7 %); la presión de yacimiento es muy cercana a la presión de burbuja y baja permeabilidad.
• Desarrollar metodologías para la recuperación mejorada y la optimización de los factores de recuperación, (al menos, a más del 20%).

6. Procesamiento y manejo de crudos pesados:
• Desarrollar y asimilar la tecnología necesaria para el procesamiento y manejo de crudos pesados y ultrapesados, los cuales son actualmente los mayoritarios, y aumentarán en el futuro su proporción en los crudos producidos en el país. Se requieren tecnologías innovadoras para explotar, acondicionar, transportar y procesar, con el propósito de maximizar la rentabilidad de los proyectos de inversión.

7. Exploración y producción de gas natural:
• Intensificar la exploración y producción de gas natural en las cuencas de Burgos y Veracruz.

8. Exploración y explotación en aguas profundas:
• Explorar y evaluar las áreas prospectivas situadas en aguas profundas de los mares territoriales, (más del 50% de los recursos prospectivos se encuentra en aguas profundas del Golfo de México). En una etapa inicial, el objetivo serán los recursos prospectivos en la Región Marina, donde se calcula la existencia de cerca del 33% de los recursos.
• Incrementar y desarrollar las capacidades tecnológicas en la exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas, tanto en recursos humanos como infraestructura.
• Buscar la capacitación y formación de equipos y compañías nacionales para la exploración en aguas profundas.

*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). Este texto forma parte del documento Rescatar la industria petrolera mexicana que se puede consultar en la página de internet www.energiaadebate.com.mx