Recursos y reservas de hidrocarburos
El debate público sobre la política petrolera de México se ha visto afectado por la confusión conceptual que prevalece entre recursos y reservas de hidrocarburos. Las propias autoridades gubernamentales han contribuido a dicha confusión a pesar de la información publicada por Pemex. Poco se ha educado a la opinión pública en temas técnicamente complejos como estos. Los intentos de manipulación de cifras y de conceptos, así como una sobre simplificación distorsionadora, han tendido a politizar la discusión de estos temas, a polarizar posiciones respecto a alternativas de política pública y a trastocar prioridades. No hay mejor ilustración de ello que las discusiones sobre la necesidad apremiante de iniciar la exploración en aguas profundas y ultra profundas del Golfo de México.
Recursos y reservas
En la gráfica (abajo) se presentan las estimaciones oficiales de los recursos y de las reservas de hidrocarburos del país. En ella pueden distinguirse, en primer lugar, los recursos descubiertos e identificados y los recursos prospectivos que aún no han sido descubiertos. Pemex postula que estos últimos podrían ser equivalentes a cerca de 60 por ciento de la suma de las reservas totales y la producción históricamente acumulada. Si bien se trata de una magnitud significativa, su recuperación potencial está sujeta a mucha mayor incertidumbre. Pemex define sus recursos prospectivos como el volumen de hidrocarburos estimado, en una fecha dada, de acumulaciones que todavía no se descubren, pero que han sido inferidas y que se estiman potencialmente recuperables.
La cuantificación de los recursos prospectivos está basada en información geológica y geofísica del área estudiada y en analogías con áreas donde cierto volumen original de hidrocarburos ha sido descubierto e, incluso, en ocasiones producido. La incertidumbre propia de estas estimaciones se expresa utilizando distribuciones estadísticas, o intervalos de posibles resultados, que ofrecen una descripción de lo que podrían representar las acumulaciones de hidrocarburos aún no descubiertas. El examen de las dimensiones de las acumulaciones conocidas y el análisis del número de éstas que ya han sido descubiertas son utilizados para proyectar el número y la dimensión de las que pudieran ser descubiertas. Conviene subrayar que si bien se consideran potencialmente recuperables, a diferencia de las reservas, no se define su viabilidad comercial al hacerse la estimación.
La disminución secular de las reservas ha tendido a desplazar el foco de atención hacia los recursos prospectivos. Más allá de la propensión natural a discutir futuras oportunidades en lugar de reconocer y abordar fracasos recurrentes acumulados en materia de descubrimientos, el interés por las estimaciones de recursos prospectivos es una actitud saludable que permitirá dar una perspectiva de más largo plazo al análisis de los futuros posibles de la industria petrolera mexicana. Para estos efectos Pemex y las autoridades responsables deberán dar más importancia, y asignar mayores recursos, a mejorar los ejercicios de estimación realizados hasta ahora. Están también obligados a revelar con mayor detalle los métodos y la información en la que se basan. Sin embargo, la discusión sobre la exploración de los recursos potenciales no debe distraer esfuerzos del desarrollo de las reservas remanentes y de los recursos contingentes y, menos aún, contribuir a distorsionar las prioridades de inversión en la industria petrolera, dada la rigidez de las restricciones que Pemex enfrenta.
Recursos contingentes
Al considerar el volumen original de hidrocarburos descubiertos, en la misma gráfica se hace una segunda distinción, de gran importancia, entre el volumen de las reservas remanentes y las contingentes. Las reservas son volúmenes de hidrocarburos que se espera recuperar económicamente a partir de una fecha dada bajo condiciones económicas, operativas y regulatorias definidas. Deben además satisfacer cuatro requisitos fundamentales: han sido descubiertas y son recuperables, comercialmente viables y aún remanentes. En cambio las reservas contingentes son volúmenes de hidrocarburos potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas pero que, bajo las condiciones económicas de evaluación, no se consideran comercialmente recuperables. Cambios en esas condiciones –de carácter técnico, operativo y económico– tienden a convertir un cierto volumen de reservas contingentes en reservas remanentes.
Es usual que estimaciones sucesivas de reservas probadas incrementen el volumen de los hidrocarburos recuperables de campos descubiertos. Múltiples factores contribuyen a explicar este proceso de crecimiento o apreciación de las reservas, presente en casi todos los sistemas petroleros y que constituye la principal fuente de reservas adicionales en regiones maduras. Entre ellos destacan la extensión de los límites de campos, tanto por una perforación más intensiva como por el desarrollo extensivo a zonas periféricas; las mejoras en las tecnologías de perforación, terminación, recuperación y producción; avances en la tecnología de exploración, particularmente más y mejor información sismológica; y una comprensión más profunda de la geología y de la ingeniería de los yacimientos a partir de información adquirida conforme maduran los campos de una cuenca.
Los métodos de producción utilizados para recuperar los hidrocarburos que se encuentran en el subsuelo son de particular importancia. La extracción del petróleo que utiliza únicamente la energía natural disponible en los yacimientos logra recuperar una fracción de los fluidos que se encuentran en ellos. Por eso los métodos de recuperación primaria son complementados con sistemas artificiales de producción, que permiten extraer petróleo de formaciones productoras cuando la presión del yacimiento resulta insuficiente para elevar el petróleo, en forma natural, hasta la superficie. Métodos de recuperación secundaria son entonces aplicados para re-presurizar el yacimiento con objeto de extraer volúmenes adicionales de aceite. Históricamente, el método más ampliamente utilizado ha sido la inyección de agua. Otra técnica utilizada de manera generalizada es la re-inyección de gas natural o la inyección de algún otro tipo de gas, como es el caso del nitrógeno en Cantarell. Finalmente, es posible aprovechar métodos más complejos de recuperación terciaria, o mejorada, que inyectan materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento, y que modifican la interacción del fluido con la roca almacenadora del yacimiento.
El factor de recuperación esperado de las reservas probadas y probables de hidrocarburos del país es de sólo 28 por ciento. Sin embargo, dado que el factor de recuperación de gas natural es sensiblemente mayor al del petróleo crudo, el factor medio de recuperación de este último se estima en 25 por ciento. Los factores esperados de crudo varían de campo a campo, dentro de un intervalo particularmente amplio: de 46 por ciento en Cantarell a 7 por ciento en Chicontepec, pasando por 33 por ciento en la Región Sur y 37 por ciento en Ku-Maloob-Zaap (KMZ). Restando Chicontepec del promedio nacional se obtiene un factor medio de recuperación de crudo de 36 por ciento. Este puede y debe incrementarse. Un programa sistemático y sostenido en los principales campos del país, que mejore la eficiencia de la recuperación de hidrocarburos, puede contribuir significativamente a moderar el ritmo al que declina la producción. Así por ejemplo, y sólo a título ilustrativo, un incremento de 4 puntos porcentuales –de 36 a 40- de este factor aumentaría las reservas probadas y probables en 5.8 mmmb, cifra superior a las reservas remanentes de Cantarell.
Cuatro son los principales factores de éxito de los sistemas artificiales de producción y de los procesos para incrementar la productividad de un campo: la selección adecuada de fluidos a inyectar, la optimización de los puntos de inyección al yacimiento, la determinación del volumen de fluidos que deben introducirse al yacimiento y la identificación del momento oportuno para iniciar los programas de recuperación secundaria y terciaria pertinentes. La experiencia acumulada y el conocimiento que se tiene de los yacimientos permitirán a Pemex convertir múltiples rezagos en oportunidades para incrementar los factores esperados de recuperación.
Desafortunadamente el tiempo no es reversible. Programas de recuperación secundaria que debieron iniciarse más temprano en el ciclo de vida del yacimiento ya no lograrán niveles óptimos de recuperación, aún si se aplicara la tecnología más moderna. Hoy día es práctica común planear e instrumentar programas de recuperación secundaria desde el inicio de la producción. Sin embargo, Pemex tendrá que hacer una evaluación integral y sistemática de sus principales campos para determinar la rentabilidad de proyectos que permitan extraer una mayor proporción de los recursos contingentes en campos conocidos. Las restricciones que enfrenta en relación al diseño y ejecución de estos proyectos no sólo son de carácter financiero. Más importante aun son los obstáculos de naturaleza organizativa, regulatoria y administrativa que los limitan.
Reservas remanentes
La gráfica muestra con claridad la madurez de las reservas de hidrocarburos del país y la necesidad apremiante de rejuvenecerlas. A la fecha más de la mitad de las reservas originales totales ya fueron producidas y las reservas probadas remanentes representan menos de la cuarta parte de las reservas probadas originales. De las principales cuencas petroleras, sólo Chicontepec se encuentra en una fase de desarrollo incipiente. Conviene precisar que en esta cuenca se concentra más de la mitad de las reservas probables. A mediano plazo, el rejuvenecimiento de las reservas probadas del país se logrará básicamente con el desarrollo de esta cuenca, que permitirá reclasificar reservas probables a probadas, y a través de la conversión de reservas contingentes en reservas remanentes, en ésta y en otras regiones.
Otro indicador de la madurez de las reservas de hidrocarburos es su vida media. La relación de reservas probadas a producción descendió a 9.2 en 2007. Para un país –y también para una empresa- estos niveles son preocupantemente bajos. Sin embargo, si a esta cifra se le agregan las reservas probables, la relación aumentaría a 18.6 años, dado que las reservas probables son de una dimensión muy similar a la de las probadas. A corto plazo, la vida media de las reservas probadas cobra mayor importancia, pero a mediano plazo, para efectos de planeación, la vida de las reservas probadas y probables da mayor profundidad al análisis de las perspectivas de producción. A este respecto la distinción entre reservas probadas y probables es crucial: existe una probabilidad del 90 por ciento de que los volúmenes que se recuperarán serán iguales o superiores a las reservas probadas estimadas. En el caso de la suma de las reservas probadas y probables, la probabilidad es de al menos 50 por ciento.
En materia de reservas de hidrocarburos, madurez no significa agotamiento ni el colapso inminente de la producción. Las estimaciones de reservas dan una visión instantánea del acervo y de su estructura. Su evaluación supone también una visión dinámica de su posible desarrollo que considere la certeza geológica, la dificultad técnica y la viabilidad económica de las diversas clases de reservas y de los recursos potenciales. En las condiciones actuales, una imagen estática puede alimentar percepciones catastrofistas. Sin embargo, es más difícil explicar la incongruencia entre el pesimismo en torno a las reservas y el optimismo respecto a recursos no descubiertos que permea la retórica y la propaganda gubernamental.
A corto y mediano plazos, la composición actual del acervo de reservas probadas y probables sugiere tres prioridades de desarrollo y la distribución de los recursos potenciales apunta a otras dos de exploración. Los recursos potenciales en aguas ultra-profundas cobran relevancia a más largo plazo. Las tres prioridades de desarrollo hacen hincapié en el imperativo de elevar los factores de recuperación esperados en campos conocidos, particularmente donde son bajos. Las principales oportunidades se localizan en los complejos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap; en el Paleocanal de Chicontepec; y en los campos de la Región Sur, en los estados de Tabasco y Chiapas. En materia de exploración, por su monto y por su menor grado de dificultad técnica, sobresalen recursos en aguas someras y áreas terrestres, así como en aguas profundas con tirantes de agua que van de 500 a 1500 metros. En documentos dados a conocer por Pemex Exploración y Producción en diversos foros públicos, estas prioridades aparecen claramente delineadas. Sin embargo, la empresa ha decidido incursionar también en aguas ultra-profundas a partir de 2010. Al hacerlo en estos momentos, pone en riesgo el cumplimiento de las metas de producción y restitución de reservas a 2012 del propio gobierno, dadas las restricciones de capital humano y de capacidad de ejecución que actualmente enfrenta.