ENERGIA A DEBATE

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PEP: retos y estrategias

Ha llegado el momento de activar nuevas inversiones
y nuevos proyectos para mitigar la caída de la producción petrolera.

David Shields*

La producción petrolera de México tiende a la baja, situación que es atribuible, en buena parte, al ocaso del yacimiento de Cantarell, aunque también influye la madurez y la declinación de otros yacimientos. Durante 2007, Petróleos Mexicanos (Pemex) produjo un promedio de 3,082,000 b/d, una disminución de 5.4% con respecto a los 3,256,000 b/d extraídos en el 2006.

En los primeros meses de 2008, Cantarell registra alrededor de 900 mil b/d menos producción que su nivel máximo de 2,140,000 b/d, alcanzado en diciembre del 2003. Frente a esta situación, ha sido notable la capacidad de Pemex Exploración y Producción (PEP) para salir adelante. Ha agregado, en esos cuatro años, una nueva producción cercana a 500,000 b/d en los proyectos Ku-Maloob-Zaap (KMZ) y Crudo Marino Ligero, que compensa, en parte, la declinación de Cantarell.

Pemex se mantiene como la tercera compañía productora de petróleo crudo en el mundo, pero todo indica que la geología del país difícilmente puede sostener ese intenso ritmo de extracción en el largo plazo, al margen de otros factores que pueden incidir para elevar o reducir la producción. Se prevé que KMZ, el segundo complejo del país, iniciará su propia declinación dentro de un par de años.

Hacia delante, la perspectiva es incierta. En foros públicos, funcionarios de Pemex han mostrado una gráfica (figura 1), en la que la producción de Cantarell caerá a un millón de b/d en el 2010, a 600,000 b/d en el 2013 y a 450,000 b/d en el 2015, proyecciones que han sido confirmadas por una solicitud de información pública a Pemex. Si se agrega el hecho de que Pemex no ha descubierto nuevos yacimientos de gran tamaño en muchos años, hay elementos que parecen sustentar el escenario “bajo”, planteado en la Prospectiva de Petróleo Crudo, que presentó la Secretaría de Energía en diciembre pasado, según el cual México producirá sólo 2,140,000 b/d en el 2016. Ese documento también plantea que México se convertirá en importador de crudo –no un importador neto, sino un importador marginal de crudos ligeros– a partir del 2010.

La realidad futura puede ser mejor o hasta peor que en ese escenario, según lo que Pemex haga o deje de hacer en la próxima década. Es tiempo de replantear estrategias, iniciar la exploración masiva de nuevas zonas con potencial petrolero y emprender reformas en la industria, tema que corresponde en parte al Congreso de la Unión en términos de darle a Pemex mejores instrumentos jurídicos, técnicos y financieros para mejorar su desempeño y su capacidad de ejecución, pero que también tiene mucho que ver con los esfuerzos institucionales de la paraestatal.

El Plan Nacional de Infraestructura 2007-2012 plantea inversiones por 74 mil millones de dólares en exploración y producción. Señala que la producción de crudo será de 2,500,000 b/d en el 2012 en el escenario base y 2,400,000 b/d en un escenario inercial. En cambio, en un escenario óptimo será de 3,200,000 b/d en el 2012. En cuanto al gas natural, los escenarios inercial, base y óptimo plantean producciones de 4.7, 5.0 y 7.0 mil millones de pies cúbicos diarios, respectivamente.

Las previsiones de inversión más recientes, presentadas por la paraestatal, son aún más optimistas. Pemex asegura que contará con gastos de capital por 19.7 mil millones de dólares este año, de los cuales 16.4 mil millones se destinarán a PEP. El gasto anual total aumentará a 22 mil millones del año 2009 en adelante.

LAS METAS DE PEP

Se podría cuestionar, quizás, la distribución de ese gasto, considerando que PEP destina 14 mil millones de dólares al año a producción y sólo 2 mil millones a exploración en una época en que las reservas petroleras siguen a la baja. Se ha criticado, por otra parte, la excesiva concentración de recursos en PEP, cuando es urgente superar rezagos en refinación y solucionar el problema de la importación masiva de gasolina.

Se plantean cuatro metas funda-mentales para PEP en los próximos años: (1) mantener la producción de crudo cerca de 3,100,000 b/d (Figura 1); (2) lograr una tasa de reposición de reservas de por lo menos 100 por ciento para el año 2012-2013; (3) restablecer la tasa reservas-producción a 10 años; y (4) obtener incrementos de la producción de gas superiores al crecimiento de la demanda.

No será fácil alcanzar esas metas. La declinación de Cantarell, los escasos resultados de la exploración y la madurez de las provincias de gas no asociado al petróleo ponen en duda su viabilidad. Los propios funcionarios de Pemex han puesto a debate, además, la problemática de la falta de proyectos y de capacidad de ejecución, situación que pone en entredicho la eficacia con que se ejerce el gasto. Reconocen que la deficiente ejecución de proyectos se traduce en costos adicionales, retrasos en la terminación de obras e incumplimiento de programas operativos.

Frente a esta situación, Pemex asegura que dará un seguimiento más puntual a los proyectos, adoptando las mejores prácticas de la industria y estableciendo iniciativas estratégicas como la creación de un sistema para la administración integral de proyectos de inversión y el fortalecimiento de las capacidades tecnológicas. En el corto y mediano plazos, se propone recurrir a nuevas tecnologías para elevar la reserva probada en Cantarell y KMZ, reactivar y desarrollar campos maduros y abandonados, así como incursionar en aguas profundas.

Cantarell seguirá siendo la primera prioridad de inversión de PEP, que buscará atenuar su declinación mediante la optimización de las instalaciones superficiales y de la inyección de gas de bombeo neumático, la inyección de nitrógeno en diferentes bloques del campo, la identificación de áreas no drenadas, el mantenimiento de pozos a través de programas de reparaciones, la utilización de sistemas artificiales de producción y de nuevas tecnologías aún no utilizadas en el desarrollo del campo, como la perforación de pozos horizontales, mecanismos de doble desplazamiento, la perforación de pozos esbeltos, terminaciones submarinas, entre otras.

PEP prevé que la declinación de Cantarell será compensada principalmente por KMZ y Chicontepec. Sin embargo, reconoce que KMZ empezará a declinar en el 2011 o antes, además de que Chicontepec plantea retos críticos en lo operativo y lo tecnológico que aún no han sido superados. Cabe recordar que si bien Chicontepec concentra 17,836 miles de millones de barriles de petróleo equivalente, siendo la mayor acumulación de reservas de hidrocarburos 3P en el país, se requerirá la perforación de muchos miles de nuevos pozos para poder desarrollarlo. Con ese fin, PEP proyecta introducir nuevas tecnologías de perforación no convencional y de mantenimiento de presión para mejorar el factor de recuperación.

Será en la Región Norte (Chicontepec, Veracruz-SLP, Burgos) donde PEP realizará casi el 90% de los más de 14 mil nuevos pozos que proyecta perforar en el período 2008-2015. En esa región, los campos maduros ofrecen una alternativa para paliar, de forma rápida y efectiva, la declinación de la producción petrolera. Se proyecta desarrollar y optimizar la explotación de estos campos, que tienen reservas remanentes importantes, mediante contratos de servicios integrales.

PEP concentrará sus inversiones y sus esfuerzos en cinco grandes proyectos de explotación: Cantarell, KMZ, Chicontepec, Crudo Marino Ligero y Cuenca de Burgos (Figura 2). Sin embargo, ante la caída de la producción y de las reservas petroleras, así como las dificultades que se observan en los proyectos antes mencionados, será esencial lograr excelentes resultados, en el mediano plazo, en los proyectos de exploración Golfo de México B, Reforma, Cuichapa, Crudo Marino Ligero, Comalcalco y Campeche Poniente, si se quiere alcanzar el objetivo de mantener la producción petrolera del país en el largo plazo (Figura 3).

NUEVAS ESTRATEGIAS

Se observa un importante cambio en la estrategia costafuera de contratación, ya que PEP empieza a arrendar plataformas marinas con opción de compra. Desde el año pasado, PEP contrató la construcción y arrendamiento de tres plataformas semisumergibles con opción de compra para realizar perforaciones en aguas profundas. En los próximos meses, proyecta arrendar, bao un esquema similar, hasta 10 plataformas de perforación marina autoelevables (tipo jack-up) para operar en tirantes de aguas (nominal mínimo 350 pies).

En el mediano plazo, PEP deberá enfocar su baterías a la exploración en tierra y en aguas someras. Ha informado que ha identificado 2,700 localizaciones con un potencial de más de 20 mil millones de barriles de reservas en esas regiones, por lo que debe ser imperativo perforar y desarrollar el mayor número posible de estas localizaciones.

El potencial en aguas profundas –del orden de 29.5 mil millones de barriles de recursos prospectivas, según PEP– sólo puede ser una esperanza en el largo plazo para mitigar la caída de la producción petrolera, amén de que Pemex no tiene las habilidades técnicas y las capacidades tecnológicas y financieras para un reto que requiere perforar 100 pozos muy caros cada año, en vez de uno o dos pozos al año, como lo ha venido haciendo. Posiblemente éste es el segmento de la industria en el que más se podría justificar una apertura a la inversión privada directa.

PEP afirma estar en una etapa de redefinición de su relación con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), además de que promueve la firma de convenios tecnológicos de carácter no comercial con empresas petroleras internacionales. Hasta el momento, ha signado convenios de este tipo con las compañías Petrobras, Statoil, BP, Shell, Chevron, ExxonMobil y Nexen. Al parecer, podría haber varios más por firmarse.

En el aspecto fiscal y macroeco-nómico, la situación está lejos de ser catastrófica gracias a los altos precios del crudo. Hace una década, el precio del crudo mexicano de exportación cayó por debajo de los 10 dólares por barril y no se desató una crisis financiera. En aquel entonces, era común tener que efectuar recortes presupuestales, lo cual significaba ajustar y disciplinar el gasto y etiquetar mejor los recursos.

Quizás México tenga que volver a esa misma situación en un futuro no muy lejano, la cual, además, tiene su aspecto positivo en términos de ser más racionales y transparentes en el manejo del gasto público. En todo caso, el momento ha llegado para activar nuevas estrategias en la industria petrolera nacional.

*Autor del libro “Pemex, la reforma petrolera” y director general de esta revista. (energia_adebate@yahoo.com.mx)

Energía a Debate es una revista bimestral de análisis y opinión de temas energéticos,
editada por: Mundi Comunicaciones, S.A. de C.V.





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Ha agregado, en esos cuatro años, una nueva producción cercana a 500,000 b/d en los proyectos Ku-Maloob-Zaap (KMZ) y Crudo Marino Ligero, que compensa, en parte, la declinación de Cantarell. Pemex se mantiene como la tercera compañía productora de petróleo crudo en el mundo, pero todo indica que la geología del país difícilmente puede sostener ese intenso ritmo de extracción en el largo plazo, al margen de otros factores que pueden incidir para elevar o reducir la producción. Se prevé que KMZ, el segundo complejo del país, iniciará su propia declinación dentro de un par de años. Hacia delante, la perspectiva es incierta. En foros públicos, funcionarios de Pemex han mostrado una gráfica (figura 1), en la que la producción de Cantarell caerá a un millón de b/d en el 2010, a 600,000 b/d en el 2013 y a 450,000 b/d en el 2015, proyecciones que han sido confirmadas por una solicitud de información pública a Pemex. Si se agrega el hecho de que Pemex no ha descubierto nuevos yacimientos de gran tamaño en muchos años, hay elementos que parecen sustentar el escenario “bajo”, planteado en la Prospectiva de Petróleo Crudo, que presentó la Secretaría de Energía en diciembre pasado, según el cual México producirá sólo 2,140,000 b/d en el 2016. Ese documento también plantea que México se convertirá en importador de crudo –no un importador neto, sino un importador marginal de crudos ligeros– a partir del 2010. La realidad futura puede ser mejor o hasta peor que en ese escenario, según lo que Pemex haga o deje de hacer en la próxima década. Es tiempo de replantear estrategias, iniciar la exploración masiva de nuevas zonas con potencial petrolero y emprender reformas en la industria, tema que corresponde en parte al Congreso de la Unión en términos de darle a Pemex mejores instrumentos jurídicos, técnicos y financieros para mejorar su desempeño y su capacidad de ejecución, pero que también tiene mucho que ver con los esfuerzos institucionales de la paraestatal. El Plan Nacional de Infraestructura 2007-2012 plantea inversiones por 74 mil millones de dólares en exploración y producción. Señala que la producción de crudo será de 2,500,000 b/d en el 2012 en el escenario base y 2,400,000 b/d en un escenario inercial. En cambio, en un escenario óptimo será de 3,200,000 b/d en el 2012. En cuanto al gas natural, los escenarios inercial, base y óptimo plantean producciones de 4.7, 5.0 y 7.0 mil millones de pies cúbicos diarios, respectivamente. Las previsiones de inversión más recientes, presentadas por la paraestatal, son aún más optimistas. Pemex asegura que contará con gastos de capital por 19.7 mil millones de dólares este año, de los cuales 16.4 mil millones se destinarán a PEP. El gasto anual total aumentará a 22 mil millones del año 2009 en adelante. LAS METAS DE PEP Se podría cuestionar, quizás, la distribución de ese gasto, considerando que PEP destina 14 mil millones de dólares al año a producción y sólo 2 mil millones a exploración en una época en que las reservas petroleras siguen a la baja. Se ha criticado, por otra parte, la excesiva concentración de recursos en PEP, cuando es urgente superar rezagos en refinación y solucionar el problema de la importación masiva de gasolina. Se plantean cuatro metas funda-mentales para PEP en los próximos años: (1) mantener la producción de crudo cerca de 3,100,000 b/d (Figura 1); (2) lograr una tasa de reposición de reservas de por lo menos 100 por ciento para el año 2012-2013; (3) restablecer la tasa reservas-producción a 10 años; y (4) obtener incrementos de la producción de gas superiores al crecimiento de la demanda. No será fácil alcanzar esas metas. La declinación de Cantarell, los escasos resultados de la exploración y la madurez de las provincias de gas no asociado al petróleo ponen en duda su viabilidad. Los propios funcionarios de Pemex han puesto a debate, además, la problemática de la falta de proyectos y de capacidad de ejecución, situación que pone en entredicho la eficacia con que se ejerce el gasto. Reconocen que la deficiente ejecución de proyectos se traduce en costos adicionales, retrasos en la terminación de obras e incumplimiento de programas operativos. Frente a esta situación, Pemex asegura que dará un seguimiento más puntual a los proyectos, adoptando las mejores prácticas de la industria y estableciendo iniciativas estratégicas como la creación de un sistema para la administración integral de proyectos de inversión y el fortalecimiento de las capacidades tecnológicas. En el corto y mediano plazos, se propone recurrir a nuevas tecnologías para elevar la reserva probada en Cantarell y KMZ, reactivar y desarrollar campos maduros y abandonados, así como incursionar en aguas profundas. Cantarell seguirá siendo la primera prioridad de inversión de PEP, que buscará atenuar su declinación mediante la optimización de las instalaciones superficiales y de la inyección de gas de bombeo neumático, la inyección de nitrógeno en diferentes bloques del campo, la identificación de áreas no drenadas, el mantenimiento de pozos a través de programas de reparaciones, la utilización de sistemas artificiales de producción y de nuevas tecnologías aún no utilizadas en el desarrollo del campo, como la perforación de pozos horizontales, mecanismos de doble desplazamiento, la perforación de pozos esbeltos, terminaciones submarinas, entre otras. PEP prevé que la declinación de Cantarell será compensada principalmente por KMZ y Chicontepec. Sin embargo, reconoce que KMZ empezará a declinar en el 2011 o antes, además de que Chicontepec plantea retos críticos en lo operativo y lo tecnológico que aún no han sido superados. Cabe recordar que si bien Chicontepec concentra 17,836 miles de millones de barriles de petróleo equivalente, siendo la mayor acumulación de reservas de hidrocarburos 3P en el país, se requerirá la perforación de muchos miles de nuevos pozos para poder desarrollarlo. Con ese fin, PEP proyecta introducir nuevas tecnologías de perforación no convencional y de mantenimiento de presión para mejorar el factor de recuperación. Será en la Región Norte (Chicontepec, Veracruz-SLP, Burgos) donde PEP realizará casi el 90% de los más de 14 mil nuevos pozos que proyecta perforar en el período 2008-2015. En esa región, los campos maduros ofrecen una alternativa para paliar, de forma rápida y efectiva, la declinación de la producción petrolera. Se proyecta desarrollar y optimizar la explotación de estos campos, que tienen reservas remanentes importantes, mediante contratos de servicios integrales. PEP concentrará sus inversiones y sus esfuerzos en cinco grandes proyectos de explotación: Cantarell, KMZ, Chicontepec, Crudo Marino Ligero y Cuenca de Burgos (Figura 2). Sin embargo, ante la caída de la producción y de las reservas petroleras, así como las dificultades que se observan en los proyectos antes mencionados, será esencial lograr excelentes resultados, en el mediano plazo, en los proyectos de exploración Golfo de México B, Reforma, Cuichapa, Crudo Marino Ligero, Comalcalco y Campeche Poniente, si se quiere alcanzar el objetivo de mantener la producción petrolera del país en el largo plazo (Figura 3). NUEVAS ESTRATEGIAS Se observa un importante cambio en la estrategia costafuera de contratación, ya que PEP empieza a arrendar plataformas marinas con opción de compra. Desde el año pasado, PEP contrató la construcción y arrendamiento de tres plataformas semisumergibles con opción de compra para realizar perforaciones en aguas profundas. En los próximos meses, proyecta arrendar, bao un esquema similar, hasta 10 plataformas de perforación marina autoelevables (tipo jack-up) para operar en tirantes de aguas (nominal mínimo 350 pies). En el mediano plazo, PEP deberá enfocar su baterías a la exploración en tierra y en aguas someras. Ha informado que ha identificado 2,700 localizaciones con un potencial de más de 20 mil millones de barriles de reservas en esas regiones, por lo que debe ser imperativo perforar y desarrollar el mayor número posible de estas localizaciones. El potencial en aguas profundas –del orden de 29.5 mil millones de barriles de recursos prospectivas, según PEP– sólo puede ser una esperanza en el largo plazo para mitigar la caída de la producción petrolera, amén de que Pemex no tiene las habilidades técnicas y las capacidades tecnológicas y financieras para un reto que requiere perforar 100 pozos muy caros cada año, en vez de uno o dos pozos al año, como lo ha venido haciendo. Posiblemente éste es el segmento de la industria en el que más se podría justificar una apertura a la inversión privada directa. PEP afirma estar en una etapa de redefinición de su relación con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), además de que promueve la firma de convenios tecnológicos de carácter no comercial con empresas petroleras internacionales. Hasta el momento, ha signado convenios de este tipo con las compañías Petrobras, Statoil, BP, Shell, Chevron, ExxonMobil y Nexen. Al parecer, podría haber varios más por firmarse. En el aspecto fiscal y macroeco-nómico, la situación está lejos de ser catastrófica gracias a los altos precios del crudo. Hace una década, el precio del crudo mexicano de exportación cayó por debajo de los 10 dólares por barril y no se desató una crisis financiera. En aquel entonces, era común tener que efectuar recortes presupuestales, lo cual significaba ajustar y disciplinar el gasto y etiquetar mejor los recursos. Quizás México tenga que volver a esa misma situación en un futuro no muy lejano, la cual, además, tiene su aspecto positivo en términos de ser más racionales y transparentes en el manejo del gasto público. En todo caso, el momento ha llegado para activar nuevas estrategias en la industria petrolera nacional. *Autor del libro “Pemex, la reforma petrolera” y director general de esta revista. (energia_adebate@yahoo.com.mx) Energía a Debate es una revista bimestral de análisis y opinión de temas energéticos, editada por: Mundi Comunicaciones, S.A. de C.V.