Campos maduros, retos difíciles

29 / MAY / 2017
editoriales

La industria petrolera se enfrenta a la disminución de la plataforma de producción de hidrocarburos y al descenso de las reservas probadas.

SALVADOR ORTUÑO ARZATE*

El análisis del comportamiento y dinámica de los yacimientos de hidrocarburos que realizara el geólogo M. King Hubbert en el siglo XX, y que le permitió pronosticar la declinación de la producción estadounidense en la década de 1970, ¿podría comenzar a reflejar la evolución del pico de máxima producción petrolera de México? La respuesta es controversial, pero lo que sí está claro es que el sector petrolero se enfrenta a la disminución de la plataforma de producción de hidrocarburos y al descenso de las reservas probadas.

Reservas. Con respecto a las reservas petroleras del país, en los últimos años éstas han tenido significativos y preocupantes disminuciones. Así, para el 1 de enero de 2006, las reservas probadas se estimaron en 16,469.6 millones de barriles de crudo equivalente (Mbpce); mientras que un año antes se estimaban en 17,649.8 Mbpce (según el Anuario Estadístico de Pemex, Exploración y Producción para 2005 y 2006.

Producción. La producción de petróleo crudo se ubicó, en promedio anual, en 3,333,000 barriles diarios (b/d) en 2005 y 3,256,000 b/d en 2006. Finalmente, se reportó una producción promedio para Cantarell durante 2005 de 1,998,000 b/d, mientras que para 2006, en promedio, fue de 1,735,000 b/d. Lo anterior refleja una declinación aproximada del 14% para ese megayacimiento, la cual tiende a acelerarse.

Proyectos estratégicos. En el Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción (PEP) se establece como objetivo primordial el de maximizar el valor económico de las reservas y de los recursos de crudo y gas natural del país en el largo plazo. Para ello, es fundamental asegurar el crecimiento de las actividades operativas de exploración y producción para revertir las tendencias negativas actuales, principalmente con relación a la declinación de los principales campos en producción y la baja tasa de incorporación de reservas, que aún es menor al 10% en términos de reservas probadas.

Se mantienen como ejes fundamentales los siguientes objetivos: 1. Continuar la actividad exploratoria petrolera para la evaluación del potencial petrolero y la incorporación de reservas en todo el país; 2. Intensificar la exploración por crudo ligero marino; 3. Desarrollar los campos en las provincias de crudos pesados; 4. Reactivar la Explotación de campos maduros; 5. Desarrollar la actividad de exploración y explotación en Chicontepec; 6. Desarrollar el procesamiento y manejo de crudos pesados; 7. Intensificar la exploración y producción de gas natural, y; 8. Activar la exploración y explotación en aguas profundas.

Asimismo, alineados con los objetivos mencionados anteriormente, la cartera de proyectos de PEP contiene programas estratégicos para este sexenio, con los cuales se pretende hacer frente a los retos ingentes de incrementar las reservas y la producción de hidrocarburos. Entre los proyectos estratégicos más importantes se pueden enumerar los siguientes: (1) Proyecto Cantarell; (2) Proyecto Ku-Maloob-Zaap (KMZ); (3) Proyecto Chicontepec; (4) Proyecto Lankahuasa; (5) Proyecto Complejo A. J. Bermúdez; (6) Proyecto Jujo- Tecominoacán; entre otros.

De estos proyectos estratégicos, Pemex ha anunciado que los proyectos como KMZ, Crudo Ligero Marino, complejo A.J. Bermúdez, Jujo-Tecominoacán, entre otros, podrán sustituir la producción faltante por la declinación de Cantarell. Sin embargo, es sabido que existen varios inconvenientes en estas áreas: KMZ no está totalmente desarrollado y producirá fundamentalmente crudos pesados e incluso muy pesados; también falta exploración y desarrollo en el caso de Crudo Marino Ligero; respecto al complejo A.J. Bermúdez y Jujo-Tecominoacán, se trata de campos en etapa de franca declinación, planeándose incluso, en el caso del primero, la inyección de nitrógeno como medida de recuperación mejorada. Además de lo anterior, algunos campos del Complejo A. J. Bermúdez presentan importante daño formacional, así como alto grado de contaminación debido a los aditivos químicos utilizados en épocas pasadas para la recuperación mejorada de hidrocarburos.

Tabla II.- Reservas remanentes de aceite crudo al 1 de enero de 2006 para los principales campos o proyectos estratégicos de Pemex. Los montos se expresan en millones de barriles (Mb).

Campos maduros, retos difíciles

Además, es importante considerar los montos de la reserva remanente –o reserva probada existente– de los proyectos estratégicos, la cual es exigua si se consideran los montos necesarios para mantener la actual plataforma de producción. Por ejemplo, KMZ posee sólo cerca de 1,800 millones de barriles (Mb) de reserva remanente; o Samaria-Luna cerca de 1,500 Mb, etc. (ver tabla). Al ritmo de producción actual, las reservas de estos dos últimos campos sólo representan los montos de producción correspondientes a poco más de dos años. En aras de una mejor autonomía energética-petrolera para el país, sería necesario incorporar, como reserva probada, los montos de reservas probables y posibles de estos proyectos estratégicos; lo anterior permitiría estimar un monto total de más de 33,000 Mb de petróleo crudo para el futuro del país.

Al parecer, la política petrolera del gobierno actual se centrará, aún más, sobre la explotación acelerada de los yacimientos existentes y la búsqueda activa de nuevos en las áreas terrestres y principalmente marinas. El programa de perforación de pozos para el trienio 2007-2009, planeaba realizar 4,358 pozos y utilizar, para ello, más de 30 nuevas plataformas de perforación marina.

Proyecto Ku-Maloob-Zaap. Uno de los proyectos estratégicos más importantes es KMZ (que se localiza a 105 km al norte-noreste de Cd. Del Carmen, Campeche), el cual es definido como un conjunto de campos de aceite pesado. El objetivo de este proyecto estratégico, como de otros que se llevan a cabo en paralelo, es el de sustituir la producción de hidrocarburos que está dejando de producir Cantarell (y otros yacimientos de la Región Marina como Ek-Balam, Caan, Abkatún-Pol-Chuc, etc.), por su declinación que se acentúa año con año a un ritmo del 10% o más.

La producción de KMZ en 2002 fue de 241,000 b/d y aumentó a casi 400,000 b/d a fines del 2006, mientras que la proyección esperada de KMZ sería de más de 800,000 b/d entre 2008 y 2010. La inversión total estimada en 2002 por Pemex para el desarrollo de este complejo fue de 42 mil millones de pesos.

Para la realización total del proyecto serían perforados 82 pozos, utilizando 17 plataformas y la construcción de 32 ductos. De los pozos anteriores, 78 serían exploratorios y 4 inyectores de nitrógeno, como recurso de recuperación mejorada, dada las densidades de los aceite pesados del complejo.

El conjunto KMZ se caracteriza por un grupo de yacimientos productores principalmente de crudos pesados, el cual se encuentra configurado en el mismo conjunto o frente tectónico petrolero que los yacimientos de Cantarell y Sihil, por lo que comparten características geopetroleras similares. Sin embargo, el conjunto KMZ produce hidrocarburos más pesados debido a la incipiente madurez térmica de la materia orgánica in situ de su sistema petrolero local y la lejanía de otras fuentes de generación y migración de hidrocarburos más maduros.
En general, la región de Tunich y KMZ es una provincia de hidrocarburos pesados, dado que las rocas generadoras del Tithoniano son inmaduras o de incipiente maduración térmica. Sin embargo, se ha estimado que podrían, eventualmente, existir migraciones laterales de subcuencas de generación más lejanas y de mayor madurez térmica, que pudieran proveer aceites menos densos.

Además de lo anterior, el contexto geológico de evolución del Golfo de México indicaría que sus sistemas petroleros inherentes podrían no tener la adecuada madurez térmica o riqueza orgánica para justificar la existencia de grandes yacimientos hacia las aguas más profundas del golfo. Sin embargo, las zonas de madurez adecuada de la materia orgánica se encontrarían hacia las zonas de mar epicontinental de plataforma (zonas someras marinas). Estos aspectos son críticos para la definición de las estrategias exploratorias hacia aguas profundas, las cuales podrían no ser tan promisorias en el corto plazo.
Con la finalidad de mejorar la extracción de hidrocarburos para mantener la plataforma de producción, PEMEX recurrirá a la inyección de nitrógeno en KMZ, al igual que en los yacimientos del Complejo A.J. Bermúdez (Samaria, Cunduacan, Oxiacaque, etc.) y Jujo-Tecominoacán. Estos yacimientos, en producción desde hace más de 20 años, presentan ya serios problemas de declinación. Empero, en el caso del Complejo A. J. Bermúdez, desde el punto de vista técnico-geológico, ya no será posible aumentar la producción de hidrocarburos, puesto que los yacimientos agotaron sus reservas, porque sus fuentes de migración –las rocas generadoras del Tithoniano– han dejado de ser fuentes activas; las cuales se encuentran hacia las cuencas de Comalcalco y de Macuspana. Aún con la implementación de sistemas de recuperación mejorada, desafortunadamente, no será posible revertir su proceso franco de declinación.
La sustitución de los montos de producción que han dejado y dejarán de producir el complejo Cantarell y otros yacimientos importantes, al parecer, no será posible, dados los problemas actuales en la exploración, el retraso en los desarrollos esperados y las inversiones necesarias para ello. Por ejemplo, en el Plan de Negocios de PEP se preveía alcanzar una producción del orden de 4 millones de barriles diarios para el año 2007. La situación prevaleciente en el complejo Cantarell y el anquilosado avance exploratorio hacen evidente, en este año, que tales objetivos estén lejos de ser una realidad. Lo mismo se percibe con relación a la perspectiva de alcanzar los 7,000 millones de pies cúbicos de gas para este mismo año. La ansiada autonomía energética en México, desafortunadamente, aún no parece cercana. No obstante, se espera, en círculos oficiales, que los pronósticos de declinación definitiva de los yacimientos, como ha sido deducido por Hubbert, no sean aplicables aún a México.

Capacidades futuras. Un escenario futuro de autonomía energética-petrolera requeriría la adecuada administración y gestión de las reservas totales de hidrocarburos que el país posee actualmente. En primer lugar, por ejemplo, tomando en cuenta la reserva probada actual de aceite crudo (11,814 Mb) y a un ritmo de producción de 3,333,000 b/d en promedio, esas reservas se agotarían –o tendrían una evidente declinación–, en alrededor de 9.7 años (en teoría hacia 2016). Seguidamente, y tratando de mejorar el escenario, para poder asegurar un sostenimiento de la explotación al ritmo similar a 3,333,000 b/d, sería necesario incorporar o pasar, paulatinamente, la reserva probable a probada, y a su vez la reserva posible hacia la reserva probada. Esto implicaría contar, de manera diferida en el tiempo, con una reserva probada total de más de 33,000 Mb, que al ritmo mencionado de 3,333,000 b/d, México podría tener una autonomía energética-petrolera cercana a los 25 años.
Para ello, se requerirán montos enormes de inversión y una intensa actividad de exploración y desarrollo de campos (perforación de pozos, desarrollo de campos e instalaciones) durante los siguientes 8 a 10 años. La tarea, como se aprecia, es ingente. Finalmente, en este sentido, será necesario un proceso de capitalización de Pemex por medio de la reforma fiscal en beneficio de la empresa, así como el rescate del endeudamiento Pidiregas y la asunción directriz del Estado mexicano. O cabría preguntarse: ¿En esta coyuntura querrían enrolarse capitales de origen e intereses ajenos a los de la nación?
Conclusiones
Es conveniente y urgente consolidar al sector energético mexicano, y particularmente al sector petrolero. Para ello, habrá que atender las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, incrementar los montos de incorporación de reservas y administrar y racionalizar, de manera inteligente y de acuerdo a los intereses de la Nación, la explotación de los campos y yacimientos petroleros del país.
La autonomía y soberanía de México en el sector de la energía radica en la posesión de sus recursos energéticos (reservas), así como la capacidad de explotarlas y aprovecharlas como elemento fundamental de su desarrollo económico y su seguridad futura. No hacerlo significa negar el porvenir de las futuras generaciones y depender de las naciones más fuertes.

*Es doctor en Geología, Exploración Petrolera y Recursos Energéticos por las Universidades de Pau et des Pays de l’Adour y Pierre et Marie Curie, de Francia. Fue investigador invitado en el Instituto Francés del Petróleo en París, Francia, durante 1998 y 1999. Actualmente es investigador y coordinador de proyectos de investigación en el Instituto Mexicano del Petróleo (sortunoa@imp.mx).

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