pesar de que Pemex sigue renuente a publicar cifras oficiales que antes salían, varias de ellas cada 18 de marzo, vamos logrando algo de información por diversos medios. Resulta que de un pozo, perforado el año pasado en aguas profundas, ya hay algunos datos. Pemex, a finales del año pasado, llevaba ocho pozos perforados. Éste era el único con posible producción de crudo.
El pozo es el Tamil-1, con una profundidad del fondo marino de 660 metros, y el petróleo crudo que contiene es de 18 grados API. Pemex no fija un límite preciso entre pesado y superpesado, sólo dice que si es menos de 28 grados API es pesado. Pero las publicaciones que califican esta densidad la consideran superpesada. Es más, en lenguaje común, podría decirse que le falta poco para ser chapopote.
Algunos que desde Pemex han hablado del asunto consideran que el Tamil-1 empezaría a producir crudo en 2015. Según una agencia noticiosa, el petróleo de las áreas profundas no se espera antes de la mitad de la próxima década
. Esto indica que la fecha de 2015 es válida si todo va bien.
Lo de si todo va bien
no es algo casual. El propio director de Pemex Exploración y Producción manifestó, el 17 de febrero pasado, que para ser rentable, un pozo en aguas profundas debería tener un potencial de entre 200 y 300 millones de barriles
. Para ilustrar con un ejemplo, esto equivale a que produzca en promedio, aproximadamente, 35 mil barriles diarios durante 20 años. Los mejores pozos de la época de oro de Cantarell llegaron a producir 30 mil barriles por día.
Ni siquiera esa lejana fecha es segura, porque en las aguas profundas las reservas probadas son iguales a cero. Y las otras, las no probadas, son mínimas, ni siquiera aparece un solo barril de ellas en el informe de reservas de hidrocarburos de Pemex del primero de enero de 2009.
En el artículo del domingo pasado mencionamos que en cuanto al uso del método exploratorio sísmico 3D, está programado, de 2008 a 2012, usar 72 por ciento de los recursos en aguas profundas.
¿Se acuerdan del gasoducto de 48 pulgadas de diámetro que se construyó en tiempos de Díaz Serrano, porque ellos juraban que había muchísimo gas natural para exportar a Estados Unidos? ¿Se acuerdan que siempre no hubo nada de ese gas y el gasoducto se quedó ahí?
También en Chicontepec, como hemos visto, se ha invertido
un dineral, y ahí se produce sólo 1 por ciento del petróleo del país.
En artículos anteriores hemos hablado de éxitos; por ejemplo, en el área Litoral de Tabasco la producción de gas asociado al crudo, ya no digamos el crudo mismo, aumentó de 223 millones de pies cúbicos diarios en 2005 a 448 millones en 2007 ¡Al doble en dos años! En esa misma zona, el número de perforaciones de desarrollo fue de sólo nueve pozos en 2005, 16 en 2006 y seis en 2007, mientras en Chicontepec ya se ha contratado para este año, con trasnacionales, la perforación de mil pozos, y más de mil en años anteriores.
En aguas profundas se han perforado unos 10 pozos, carísimos. Como en muchos casos, es difícil encontrar algún documento de Pemex sobre ese tema, pero en general se estima un costo, por pozo en aguas profundas, de 100 millones de dólares, 10 veces más que uno en aguas poco profundas. O sea que se habrían gastado mil millones de dólares por cero producción y cero reservas.
En otros países y en otras situaciones, el petróleo de aguas profundas juega o puede jugar un papel importante. Pero se hace, o se ha hecho, un trabajo de mucho tiempo, empezando por la preparación del personal. Aquí se contrata a una empresa extranjera y ni hay suficiente acumulación de conocimientos ni se conoce nuestro propio suelo o fondo marino. Si se hiciera un trabajo de largo plazo tendríamos condiciones para saber qué tanto petróleo o gas puede aportar el fondo marino, cuando se vayan agotando las reservas que ya tenemos y que deberíamos aumentar, en las mejores zonas ya conocidas, de las que también debe explorarse a sus alrededores y otras áreas, con costos mucho menores que los de las aguas profundas.
