■ Descubrió 2.4 billones de pies cúbicos de gas y sólo 36 millones de barriles de crudo

Con escasos logros, apremia Pemex actividades en aguas profundas

■ Contrató cinco equipos exploratorios

■ Es una decisión política para hacer entrar a la IP, afirma Rodríguez Padilla

■ Puede esperarse apenas 33% de éxito, adelanta Barbosa Cano

Israel Rodríguez

Pemex Exploración y Producción (PEP), el organismo subsidiario más importante de la paraestatal, ha dado un giro importante para incursionar más agresivamente en la exploración y explotación en aguas profundas del Golfo de México. Petróleos Mexicanos (Pemex) ha descubierto reservas totales por 2.4 billones de pies cúbicos de gas y apenas 36 millones de barriles de crudo equivalente. Para apresurar sus actividades en aguas profundas ya ha contratado cinco equipos exploratorios por un equivalente, en días, a 20 años de perforaciones.

El total de días contratados suma poco más de 20 años, lo que no quiere decir que los equipos permanecerán en las aguas mexicanas durante dos décadas continuas. En este momento opera sólo la Ocean Voyager y el equipo Noble Max Smith, que está evaluando el potencial petrolero del área de cordilleras mexicanas con el pozo Catamat-1, frente a Tuxpan, Veracruz. A partir de 2010 habrá cuatro equipos trabajando en forma simultanea (Noble Max Smith, Sea dragón, Petro Rig III y Muralla III), en conjunto la duración de todos sumará 20 años.

Los contratos firmados garantizan que Pemex contará con equipos para pozos profundos hasta 2015. En conjunto estos equipos realizaran perforaciones en 35 pozos.

Voces críticas

Sin embargo, se alzan voces críticas de esta estrategia. Por ejemplo, Víctor Rodríguez Padilla, investigador del Instituto de Ingeniería de la UNAM, consideró que esta decisión de ir a aguas profundas (mil 500 metros) es política –porque los resultados para encontrar crudo han sido ínfimos– y básicamente está relacionada con la ampliación de la apertura de las actividades de exploración y producción al sector privado, iniciada con el diseño de los Contratos de Servicios Múltiples en 2002 y su puesta en marcha en 2004.

Para los expertos ingenieros petroleros del Grupo Constitución de 1917, a Pemex no le faltan oportunidades exploratorias en tierra y en aguas someras, pues es más barato que probar suerte en las regiones más difíciles y caras del Golfo de México.

Aunque no existe una convención internacional para definir las aguas profundas, el gobierno de Estados Unidos –país en el que comenzó esa rama de la industria petrolera– considera como tales aquellas con más de mil pies, alrededor de 300 metros, y en ese país algunas publicaciones petroleras denominan profundas a las de más de 500 metros y ultraprofundas a las de más de mil 500 metros de tirante de agua.

Para Fabio Barbosa Cano, uno de los expertos de mayor experiencia en materia petrolera e integrante del Instituto de Investigaciones Económicas (IIEc) de la UNAM, existe todavía mucha desinformación sobre la tasa de éxitos, porque el dato fundamental es la calidad de los trabajos de sísmica. “Según nuestras estimaciones, estadísticamente podrá esperarse un 33 por ciento de éxitos, esto es unos 11 o 12 nuevos campos descubiertos y entre 23 y 24 fracasos”, precisó.

Para el integrante del IIEc, la incursión de Pemex en aguas profundas del Golfo de México parece estar en sincronía con los planes de Shell, ya que la empresa anglo holandesa espera completar el proyecto Perdido, del lado estadunidense, a fines de 2010, mientras Pemex perforará en un lapso que podría iniciar en septiembre de 2010, los primeros pozos en las localizaciones Maximino y Magnánimo, en las estructuras que se presumen transfronterizas.

Del total de 35 localizaciones, las dos más profundas se encuentran en el Cinturón Plegado Perdido, sincronizadas con el inicio de operaciones del Proyecto Shell, también en Perdido pero del lado de Estados Unidos. Se trata de las localizaciones Magnánimo, en 2 mil 520 metros de profundidad, y Maximino, en 2 mil 891 metros.

“Como hemos insistido hoy no existe tecnología de explotación, es un enigma para nosotros si podrían instalarse árboles y válvulas en esos pozos y conducirse la producción con tuberías flexibles a instalaciones de proceso ubicadas en aguas más someras”, comentó Fabio Barbosa .

Sobre los resultados para encontrar crudo ligero, Barbosa Cano afirmó: “Hemos fallado en las expectativas de encontrar crudo, porque se ha localizado muy poquito petróleo y todo es extrapesado con una consistencia parecida al chapopote, por lo que es muy costoso realizar los procesos químicos para hacer ese aceite un poco más ligero”.

Para Víctor Rodríguez Padilla, el diagnóstico oficial fue enfático en afirmar que se requería urgentemente la producción de aguas profundas para detener la caída de la producción a corto y mediano plazos. “Fue parte de la ofensiva mediática para impulsar la reforma energética”. Lo cierto, agregó, es que la primera producción de aguas profundas proveniente de los nuevos contratos de exploración y producción que prepara el gobierno federal verá la luz más allá de 2018, y ello a condición de encontrar rápidamente yacimientos comercialmente explotables.

Rodríguez Padilla aseguró: “Aguas profundas es para el futuro, es una solución de largo plazo (10-20 años) que no resolverá los problemas ni de corto (tres años) ni de mediano plazo (10 años). El gobierno federal sabía perfectamente que aguas profundas era para el largo plazo, pero lo colocó como la mejor salida a corto y mediano plazos”.

Los equipos contratados por Pemex son: Ocean Voyager, de la empresa estadunidense Diamond Offshore, con capacidad de exploración de 3 mil pies por un total de 931 días; la Noble Max Smith, equipo rentado a la también estadunidense Pride Noble y con una capacidad para explorar a 6 mil pies por un periodo de mil 95 días; la Sea Dragón, de Inglaterra, con capacidad de llegar hasta los 7 mil pies y contratada por un periodo de mil 825 días; la PetroRig III de Noruega con capacidad de llegar también a una profundidad de 7 mil pies por un periodo de mil 825 días, y la plataforma Muralla III, mexicana con capacidad de llegar hasta los 10 mil pies y también contratada por un periodo de mil 825 días, equivalente a cinco años.

Las cifras sobre los volúmenes de crudo y gas encontrados aguas profundas en los pozos Chuktah y Nab perforados en 2004; Noxal, en 2006; Lakach y Lalail ambos en 2007, y Chelem perforado en 2008, fueron las que Pemex difundió en la Offshore Technology Conference (OTC), celebrada en Houston, Texas, en mayo de 2008.

Pemex continúa con su estrategia de ceder la operación a empresas privadas en sus áreas sustantivas. Al tercer trimestre de 2008, el número de equipos de perforación en operación en tierra, aguas someras y aguas profundas aumentó 8.5 por ciento respecto al mismo periodo del año anterior, al ubicarse en 242. PEP es dueño de 113 equipos y los restantes 129 son propiedad de las compañías contratistas, en su mayoría extranjeras.

Se construirán 344 macroperas

Como parte de las acciones que se llevan a cabo para incrementar la actividad exploratoria en el Paleocanal de Chicontepec, Pemex emitió el fallo de cuatro contratos para la construcción de 344 macroperas y sus caminos de acceso, que representarán una inversión de 2 mil 82 millones de pesos.

A través de un comunicado precisó que todas las empresas a las que se adjudicaron los contratos son mexicanas, ya que fueron las que presentaron las mejores condiciones técnicas y económicas para la ejecución de los trabajos requeridos.

La construcción de las macroperas –sitios especiales donde se asentarán los equipos que se utilizan para la perforación exploratoria y producción de hidrocarburos– permitirá el desarrollo de 29 campos de Chicontepec, que se encuentran actualmente en diversas etapas de desarrollo.

El proyecto Chicontepec representa el 39 por ciento de la reserva total de hidrocarburos.