de La Jornada

Elproyecto Cantarell

Adrián Lajous Vargas
Director General
Petróleos Mexicanos

El Proyecto de Modernización y Optimización de Cantarell tiene por objeto incorporar reservas adicionales de hidrocarburos, aprovechar íntegramente el gas natural producido en asociación con el petróleo; incrementar la producción de petróleo crudo y gas natural, y aumentar la confiabilidad y eficiencia operativa de las instalaciones. Se trata del proyecto individual de mayor dimensión y complejidad que Pemex ha emprendido en varios lustros. Se trata, también, del más importante de su género en la industria petrolera mundial. El Proyecto Cantarell abre una nueva etapa en la senda de expansión de la actividad petrolera de México. Constituye un elemento central de la estrategia petrolera del país que afecta el patrón de desarrollo del sistema nacional de refinación y de la industria del gas natural. Incide en forma determinante en la estrategia de comercio exterior del petróleo mexicano. Su ejecución ha hecho necesario adoptar nuevas formas de administración de proyectos, contratación de obras y financiamiento. Ha permitido reanudar la fabricación de plataformas marinas en México y contribuido a mejorar la competitividad de este sector industrial. La rentabilidad de la inversión en este proyecto es excepcional. Resulta altamente rentable incluso bajo condiciones de precios del crudo históricamente deprimidos.

Este documento resume la evolución del proyecto a tres años de su presentación inicial a las autoridades, examina su estado actual y presenta sus principales logros y problemas. Busca también mostrar el renovado vigor de la industria petrolera nacional.

Desarrollo del campo

Cantarell es el campo petrolero más grande del país y el sexto en importancia en el mundo. Este campo súpergigante aporta una proporción sustancial de las reservas, la producción y la exportación de petróleo de México. Produce crudo pesado, con alto contenido de azufre y metales, denominado Maya. La producción se inició en 1979 y en sólo dos años llegó a un volumen máximo de 1.15 millones de barrios diarios (b/d), para descender a cerca de un millón, nivel que se mantuvo hasta 1995. Este tope fue fijado por la estrategia de explotación de esos años y no por limitaciones del potencial del yacimiento. En los 19 años que Cantarell lleva en operación, se han producido 7 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cifra que, no obstante su gran tamaño absoluto, representa tan sólo un tercio de las reservas originales de este campo. Al inicio de 1999 sus reservas probadas y probables de hidrocarburos se estimaron en 13 mil millones de barriles. Este cálculo fue auditado por una empresa especializada de ingeniería de gran prestigio en los medios petroleros y financieros internacionales. La cifra anterior no incorpora aún las reservas de un nuevo bloque del campo Cantarell llamado Sihil. Las pruebas de producción de este descubrimiento significativo se realizaron el 18 del pasado marzo.

Una larga experiencia operativa y herramientas técnicas avanzadas han generado un rico acervo de conocimientos sobre Cantarell. Pemex cuenta con modelos de caracterización y simulación de este campo que le permiten prever su comportamiento futuro. En 1996 se realizó un nuevo estudio sismológico tridimensional cuyos resultados han ofrecido perspectivas más precisas sobre el potencial de este campo. A partir de dichos modelos se examinaron planes alternativos de desarrollo a largo plazo, con el objeto de seleccionar el más rentable. Este fue complementado con un plan de corto plazo que está permitiendo eliminar cuellos de botella en la infraestructura de superficie, aumentar la confiabilidad de la operación y aprovechar mejor el gas natural producido.

En forma natural, la explotación del Campo Cantarell durante 19 años redujo la presión en el interior del yacimiento. Esta cayó en casi 60 por ciento de su valor original. Para contrarrestar este proceso es necesario suministrar energía al yacimiento, inyectándole algún fluido. Ello permite incrementar la proporción de los hidrocarburos que se recuperan del subsuelo, lo que equivale a incrementar las reservas del campo. Hace posible también acelerar el ritmo de extracción. Una vez tomada la decisión de mantener la presión del yacimiento se evaluaron, en términos técnicos y económicos, fluidos alternativos a inyectar en el campo. Primero se optó entre agua y algún gas. El uso de agua fue descartado, pues no es un método eficiente en yacimientos altamente fracturados como Cantarell, e implica un mayor riesgo debido a su tendencia a canalizarse mediante las fracturas, sin desplazar el aceite contenido en la roca. Definida la conveniencia de inyectar gas se analizaron diversas opciones, que finalmente se redujeron a la elección entre gas natural y nitrógeno. Esta se hizo en función de las características específicas de Cantarell y las condiciones económicas que enmarcan su desarrollo. Dado el objetivo de maximizar el valor económico del yacimiento, se examinaron múltiples escenarios de largo plazo que consideraron diferentes niveles de inyección de fluidos, ritmos de producción de petróleo y volúmenes de recuperación final de hidrocarburos.

Después de realizar extensos estudios de laboratorio, trabajos de simulación del comportamiento del yacimiento apoyados en modelos avanzados del mismo y una evaluación económica rigurosa, se concluyó que la inyección de nitrógeno era la mejor opción técnica y la de menor costo. Se constató que se trata de un método limpio y seguro. Los estudios fueron realizados por Pemex, el Instituto Mexicano del Petróleo, el Instituto Francés del Petróleo, así como otros laboratorios en México y en el extranjero. Se consultó a múltiples especialistas. Asimismo, se contó con información directa de otros campos en explotación donde se inyecta nitrógeno, en particular, los campos Yates y Hawkins en Estados Unidos, que fueron visitados por ingenieros de Pemex en múltiples ocasiones. De acuerdo con los pronósticos de producción, para mantener la presión es necesario inyectar mil 200 millones de pies cúbicos diarios de nitrógeno a Cantarell para evitar que siga cayendo la presión del yacimiento. El costo del ciclo completo de producir, comprimir e inyectar el nitrógeno, así como eventualmente separar este fluido del gas natural que se produzca, es mucho menor a la reinyección de gas natural al yacimiento. Pemex contrató el suministro de nitrógeno a boca de pozo, por un plazo de 15 años, a un precio nominal promedio de 36 centavos de dólar por millar de pies cúbicos. El valor presente del mismo, descontado al 10 por ciento, es de sólo 16 centavos. Estas cifras contrastan con el precio actual del gas natural de más de dos dólares por millar de pies cúbicos. Además, a este precio se le tendría que agregar el costo de la compresión y transporte del gas al yacimiento. Por otra parte, el uso de gas natural en estas magnitudes crearía un fuerte desequilibrio en el mercado nacional de gas natural.

Una vez definido el método de mantenimiento de presión del yacimiento se procedió a diseñar programas de perforación de pozos de desarrollo y de la infraestructura costa afuera necesaria para producir, procesar, manejar y transportar el petróleo y gas natural adicional que se obtendría en Cantarell. El programa de mantenimiento de presión hará posible recuperar un volumen adicional de 2 mil 300 millones de barriles de petróleo, monto equivalente a añadir 17 por ciento a la reserva remanente. Gracias al conjunto de estos tres programas, el plan de desarrollo a largo plazo de este campo prevé la recuperación, en los próximos 15 años, de 8.4 millones de barriles de petróleo crudo, volumen 2.2 veces mayor al que se obtendría durante este lapso de dejar al campo declinar en forma natural. Así, el Proyecto Cantarell permitirá ampliar las reservas e incrementar la producción.

Articulación estratégica

El plan de desarrollo de Cantarell forma parte central de la estrategia petrolera y gasífera del país. Constituye uno de los pilares de la política petrolera formulada por la Secretaría de Energía. El mayor volumen de crudo pesado disponible hace necesario invertir en unidades de conversión profunda y en la modificación de la metalurgia de las unidades de destilación de las refinerías mexicanas. Estas podrán procesar una mayor cantidad de crudo Maya y reducir, a su vez, la elaboración de productos residuales de menor valor agregado. La construcción de coquizadoras en las refinerías permitirá convertir combustóleo pesado de alto azufre en gasolina y diesel. El combustóleo que dejará de producirse será sustituido por gas natural, lo que hará posible cumplir con normas ambientales casa vez más exigentes y adoptar tecnologías más eficientes en la generación de electricidad. Está en marcha el programa de reconfiguración de las refinerías, con un costo de inversión de 5 mil 700 millones de dólares. En Cadereyta concluirá a mediados del año 2000. La semana pasada se iniciaron las obras en la refinería de Ciudad Madero. A finales de este mes se recibirán las ofertas de la licitación de las nuevas plantas en las refinerías de Tula y Salamanca, y Pemex busca obtener la autorización para convocar el concurso para la reconfiguración de la refinería de Minatitlán. Sólo quedaría por iniciar el proyecto correspondiente de la refinería de Salina Cruz. Ambas decisiones dependerán de los términos y condiciones de su financiamiento. El programa de inversiones en todas las refinerías del sistema les permitirá procesar 600 mil b/d adicionales de crudo pesado en el año 2003.

El proyecto de desarrollo de la cuenca gasífera de Burgos se inserta en esta misma estrategia. Ha permitido incrementar sensiblemente la producción de gas no asociado para hacer frente a la intensa sustitución de combustóleo por gas natural que se está dando. El abasto nacional de gas está garantizado hasta el año 2000 y Pemex prepara, a solicitud de la Secretaría de Energía, un nuevo programa de inversión que permitirá ampliar la oferta de gas a partir del 2001 y 2002. En años recientes se ha expandido en forma significativa la capacidad de proceso de gas con la entrada en operación de nuevas plantas en el sureste de México.

La mayor producción de Maya, que no es un crudo de uso general, ha hecho necesario instrumentar una estrategia comercial que permita y garantice su colocación en el mercado exterior. Para estos fines se han suscrito cinco contratos de suministro de largo plazo, vinculados a la construcción de coquizadoras diseñadas para procesar crudo Maya, en refinerías ubicadas en el Golfo de México y el Caribe. El volumen incremental contratado asciende a 475 mil b/d y las entregas se iniciarán a partir de la segunda mitad del año 2000. Participan en este programa refinerías de las empresas Shell, Exxon, Clark, Coastal y Marathon.

Ejecución del proyecto

Para instrumentar un proyecto de la dimensión y complejidad de Cantarell fue necesario diseñar una estructura organizativa apropiada, integrar un vasto equipo profesional de alto calibre para administrar el proyecto y desarrollar nuevas formas de contratación de obras, servicios y adquisición de materiales y equipos, más acordes con prácticas internacionales establecidas. Inicialmente se contrataron servicios de asesoría para el desarrollo de la ingeniería conceptual de la infraestructura de superficie y en relación con el subsuelo. Para ello se contrató a las empresas estadunidenses Bechtel y Netherland & Sewell. Pemex Exploración y Producción se encargó de formular y adecuar los programas de corto y largo plazos, así como de coordinar el proyecto, los procesos de contratación y la perforación de pozos. En 1997 se contrataron también los servicios de Bechtel ųla empresa de ingeniería más grande del mundoų para participar en la administración del proyecto, y se integró un equipo conjunto bajo la dirección ejecutiva de Pemex.

Los contratos de servicios suscritos con Bechtel se adjudicaron mediante la modalidad de asignación directa, de conformidad con las leyes, normas y procedimientos vigentes. En su momento se consideró importante que la contratación de estos servicios de asesoría y administración no revelaran prematuramente la naturaleza y el alcance del proyecto. En las fases iniciales de planeación prevalecía la preocupación respecto de las repercusiones que pudiera tener el anuncio de un incremento significativo de la oferta mexicana de petróleo y del calendario de esta expansión sobre el mercado internacional de crudos pesados. Fue necesario instrumentar, primero, una nueva estrategia comercial en materia de crudo pesado e iniciar el programa de modernización de las refinerías, que absorberían una parte importante de la oferta incremental. El avance firme de estas estrategias reduciría el riesgo que entrañaba la mayor disponibilidad de crudo Maya, en momentos en que se intensificaba la competencia en el mercado en 1996 y 1997. En estas circunstancias parecía pertinente diferir, por el mayor tiempo posible, el conocimiento del proyecto por parte de otros productores y compradores potenciales. Las bases de licitación para contratar los servicios de asesoría y de administración de proyectos requeridos por Pemex hubieran revelado información crítica sobre su posicionamiento estratégico. Terminada la etapa de planeación, Pemex dio a conocer, en forma detallada, las obras a licitar y se reservó información sobre el alcance del proyecto.

El Proyecto Cantarell se estructuró en torno de 36 contratos integrados de ingeniería, procura y construcción (IPC) y 27 órdenes de compra de equipos de gran tamaño. La totalidad de estos contratos se ha sujetado, sin excepción alguna, a procesos de licitación pública, nacionales e internacionales. Se adjudicaron mediante este procedimiento 33 contratos IPC, está por emitirse el fallo de una licitación más y sólo quedan dos licitaciones por convocar. También se licitaron públicamente las 27 órdenes de compra. El proyecto contempla la perforación de 214 pozos, la colocación de aproximadamente 400 kilómetros de ductos, la construcción de 28 plataformas marinas y la modernización de la infraestructura existente, así como la compra de nitrógeno y el arrendamiento de una unidad flotante de almacenamiento y carga en alta mar.

Las plataformas marinas que integran el proyecto están siendo fabricadas, total o parcialmente, en patios ubicados en los márgenes de los ríos Pánuco y Tuxpan. En la actualidad estos patios de fabricación de plataformas trabajan intensamente. Se trata de grandes talleres de pailería pesada que ocupan un número elevado de obreros especializados. Empresas nacionales han ganado la mayoría de los contratos, incluso los sujetos a licitación internacional. En algunos casos estas empresas mexicanas han recibido el apoyo de empresas internacionales especializadas, tanto en el área de ingeniería como en la construcción de tramos de obra, en las que no existe suficiente capacidad o experiencia en México. Ejemplo de ello es la fabricación de superestructuras de gran dimensión que incorporan procesos altamente especializados o paquetes de equipo integrales. El desarrollo de contratos integrados para la construcción de plataformas de perforación, producción, compresión y habitacionales, así como el tendido de ductos y la modernización de instalaciones en operación han representado un verdadero reto para la industria mexicana. Por primera vez, las empresas contratistas nacionales asumieron la responsabilidad integral ųingeniería, procura, construcción, instalación y puesta en marchaų de este tipo de proyectos. En el pasado, Pemex fraccionaba estas responsabilidades. La experiencia que ahora adquieren las empresas mexicanas las prepara para salir al exterior a participar en este mismo tipo de proyectos. Ello es fundamental para que puedan transitar mejor los fuertes ciclos de este sector industrial y fortalecer su capacidad competitiva.

La estructura contractual de los proyectos integrados IPC reflejan prácticas internacionales y se apegan rigurosamente a la normatividad vigente en México. La innovación contractual también se extiende al contrato de suministro de nitrógeno a largo plazo. Este fue sometido a una licitación internacional y adjudicado al consorcio que ofreciera el precio más bajo. La planta productora de nitrógeno es propiedad, y está siendo construida, por un consorcio internacional ųBritish Oxigen, Westcoast, Marubeni, Linde e ICA-Fluor Danielų, el cual la operará. Pemex recibirá el nitrógeno comprimido en la boca del pozo, a un precio predeterminado. La planta se localiza en la península de Atasta, en Campeche. Laboran actualmente en su construcción unos 5 mil trabajadores. La entrega comercial de nitrógeno se iniciará en abril del año 2000.

El Proyecto Cantarell avanza con firmeza y de manera ordenada. En 1999 se estiman concluir 15 proyectos IPC y a finales de octubre del año 2000 otros 14 más, cinco adicionales en el primer trimestre de 2001 y otros dos a principios del 2002. El programa de corto plazo está cumpliendo sus metas. Las reservas del yacimiento aumentarán gracias al descubrimiento del bloque Sihil. El volumen de gas natural liberado a la atmósfera ha disminuido 47 por ciento respecto de su nivel máximo de noviembre de 1998 y se prevé reducirlo a 100 millones de pies cúbicos diarios en noviembre del presente año, al entrar en operación una nueva plataforma de compresión. El programa de mantenimiento de presión del yacimiento se iniciará en el plazo fijado contractualmente.

La capacidad actual de producción de Cantarell se estima en 1.69 millones de b/d. A principios de marzo de este año se realizó una prueba de producción en este campo y se obtuvo una producción total de 1.52 millones de b/d. Estas cifras contrastan con las de mediados de 1995, antes del inicio del Proyecto Cantarell, de un millón de b/d y la que efectivamente se obtuvo en el primer semestre de 1999, de 1.27 millones de b/d. La producción actual de México, en particular la de Cantarell, está restringida temporalmente por razones de mercado. El país acordó con otros productores de petróleo reducir sus exportaciones de crudo. Las reducciones acumuladas que se pactaron suman 325 mil b/d respecto de lo exportado en el primer trimestre de 1998. Dado que las refinerías mexicanas operan a su máxima capacidad, el techo a la exportación de crudo determina el nivel de la producción.

Sería inconcebible que un proyecto de la magnitud y complejidad de Cantarell no enfrentara problemas en su camino. Como todo proyecto de inversión sujeto a un largo periodo de gestación y maduración tiene que hacer frente a circunstancias y obstáculos imprevistos, lo que afecta calendarios y costos. Ello es particularmente cierto en proyectos extractivos costa afuera. Las fuentes de incertidumbre que deben enfrentarse son mayores que en el desarrollo de un gran proyecto industrial ubicado en áreas urbanas. Destacan la incertidumbre climatológica y la relativa a las condiciones del suelo y subsuelo marinos. Algunas de las plataformas se ubican en los límites de la tecnología actual, como es el caso de la que procesará gas natural. El esfuerzo de coordinación es grande. Nunca debe subestimarse la complejidad que supone el avance sincronizado de diversos proyectos interrelacionados, así como la interacción cotidiana entre actividades propias del proyecto de inversión y los imperativos de la operación de las instalaciones actuales. Cantarell no sólo es un proyecto, es un campo en desarrollo que produce grandes volúmenes de petróleo y gas, que se inserta en un complejo sistema logístico en alta mar. Además, la gestión pública de este gran proyecto impone normas que restan flexibilidad a su ejecución. El Proyecto Cantarell también ha estado sujeto a cambios radicales en las condiciones del mercado de insumos y de producción.

Las empresas contratistas mexicanas que participan en este proyecto han tenido que enfrentar grandes retos y muy diversos problemas a lo largo de su instrumentación. Primero, tuvieron que rehabilitar patios de fabricación de plataformas que no habían utilizado en muchos años, algunos desde 1982. Segundo, asumieron responsabilidad sobre proyectos con un mayor alcance al que habían experimentado en el pasado. Esto los obligó a fortalecer su capacidad para el desarrollo de la ingeniería, ampliar sus organizaciones de suministro de equipos y materiales, y modernizar sus prácticas constructivas. Tercero, adquirieron importantes obligaciones de financiamiento para la ejecución de estos proyectos, en un periodo en el que la disponibilidad de créditos y las condiciones crediticias militaron en contra de proyectos intensivos en el uso de capital. Cuarto, en estas circunstancias la estructura contractual de los proyectos agudizó los problemas de manejo de su flujo de efectivo. El pago por grandes unidades de obra concluida, diseñado para ofrecer un fuerte incentivo para cumplir con el calendario contractual de fechas críticas, redujo los recursos disponibles de los contratistas. Por último, algunas de estas empresas atraviesan por una difícil situación financiera y de gestión no atribuibles a Pemex.

Costos y beneficios

La Cámara de Diputados autorizó, en diciembre de 1998, un presupuesto multianual de inversión total en el Complejo Cantarell de 116 mil 373 millones para el periodo 1997-2012, monto equivalente a 10 mil 541 millones de dólares. De este total, sólo 5 mil 554 millones de dólares corresponden propiamente al proyecto. El monto total de inversión incluye gastos correspondientes a mantenimiento capitalizable, rehabilitación y otros componentes de lo que se ha clasificado como inversiones operativas, tanto del proyecto como las que se hubieran realizado en ausencia del mismo. Por eso es necesario distinguir entre la inversión en el Complejo Cantarell y en el proyecto del mismo nombre. En 1998, las autoridades decidieron englobar el conjunto de la inversión en el Complejo Cantarell en la categoría presupuestal de registro diferido del gasto (Pidiregas). El gasto de inversión del proyecto incluye 2 mil 71 millones de dólares de inversiones en el subsuelo y 3 mil 483 millones en instalaciones de superficie. Pemex se está ciñendo al monto autorizado de inversión.

En adición a la inversión en el proyecto, se debe tomar en cuenta que el mismo supone un mayor gasto de operación, de carácter incremental. Este se conforma por la compra de nitrógeno y el arrendamiento de dos unidades flotantes de almacenamiento y carga de crudo. El gasto total presupuestado para la compra de nitrógeno durante 15 años es de 2 mil 613 millones de dólares nominales. El valor presente de la cifra autorizada es de mil 680 millones de dólares. El arrendamiento de 10 años del Ta'kuntah y de un segundo sistema de almacenamiento y carga, se presupuestó en 980 millones de dólares, cifra cuyo valor presente es de 630 millones de dólares. Se estima que el total de egresos del Complejo Cantarell, que incluyen los del proyecto y los que se tendrían que realizar independientemente del mismo, ascenderán a 18 mil 956 millones de dólares en el periodo 1997-2012. Este monto incluye el gasto de inversión total y el gasto de operación durante este lapso de 15 años.

El programa de financiamiento de la inversión del Proyecto Cantarell se desarrolla satisfactoriamente. Se tiene previsto captar un total de 5 mil 649 millones de dólares en el periodo 1997-2000. Se han captado a la fecha 3 mil 337 millones de dólares. Para el presente año ya se tienen negociados 750 millones de dólares adicionales. Se ha utilizado una amplia gama de instrumentos financieros: emisión de bonos, arrendamiento financiero, créditos de entidades de financiamiento a la exportación, créditos sindicados y se tiene previsto acudir más intensamente al mercado de capitales. Los términos y condiciones obtenidos han sido particularmente atractivos debido a la alta rentabilidad del proyecto.

La rentabilidad del Proyecto Cantarell es excepcional. El plan de explotación adoptado tiene un flujo incremental de efectivo que comienza a ser positivo, casi desde el inicio. El valor presente neto de las adiciones a la producción, bajo supuestos conservadores, es de 32 mil millones de dólares. El proyecto es muy sólido y continuará siendo altamente rentable aunque el precio internacional del crudo pesado cayera durante toda la vida del proyecto a la mitad del promedio histórico. El valor presente neto del proyecto para el periodo 1997-2012 varía relativamente poco entre estimaciones alternativas. Recientemente se presentó al Consejo de Administración de Pemex un análisis de sensibilidad que considera las reducciones de precios de 1998-99 y las restricciones a la producción impuestas por el tope de exportación adoptado, así como el diferimiento de algunos gastos de inversión autorizada. El valor presente neto del proyecto se redujo en tan sólo 2 por ciento. Sin embargo, conviene subrayar las considerables oportunidades adicionales de creación de valor en Cantarell.

Un proyecto como el de Cantarell obliga a fortalecer el control y la vigilancia en la adjudicación de contratos y en el ejercicio del gasto. Se trata de un proceso continuo que contribuye a garantizar su transparencia. Por este motivo la Contraloría Interna de Pemex Exploración y Producción ha realizado 11 auditorías de amplio alcance, cinco de ellas en 1998 y seis en 1999. Auditoría Gubernamental de Secodam, por su parte, realizó en 1998 una auditoría selectiva de contratos IPC. La Contaduría Mayor de Hacienda llevó a cabo tres auditorías sobre el Proyecto Cantarell, una en 1998 y dos más en 1999. La Unidad de Auditoría de Villahermosa ha realizado cuatro auditorías y la Gerencia Corporativa de Auditoría otra más. En diciembre de 1997 se constituyó un comité delegado del Consejo de Administración de Pemex Explotación y Producción. Este Comité se ha reunido once ocasiones. En los próximos meses y durante el año 2000 se intensificarán estas actividades de control. Ello permitirá verificar el avance ordenado del proyecto.

Los que trabajamos en Cantarell estamos plenamente conscientes de la enorme responsabilidad social que hemos asumido, dada la magnitud de los recursos asignados a este proyecto y el valor económico que está generando. Somos también conscientes del privilegio único que en una vida profesional representa la oportunidad de participar en un proyecto de esta naturaleza. Todos aspiramos a hacer del Proyecto Cantarell una fuente de legítimo orgullo de la industria petrolera nacional.

Informe rendido a la Comisión de Energía y Recursos no Renovables del Senado de la República, 10 de agosto de 1999.