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Podría fallar primer subasta petrolera de México en aguas profundas

Por Fabio Barbosa*

PETRÓLEO1El próximo 5 de diciembre se llevarán a cabo las primeras subastas de las aguas profundas del Golfo de México, llamada la joya de la corona. Por ello, este análisis tiene el objetivo de ampliar la información sobre ella con datos conocidos sólo en algunos círculos petroleros. Estoy convencido de que sólo con datos veraces podemos intentar una comprensión de este momento tan peculiar de la reforma energética.

Percibimos diferencias en los tres grupos de bloques que se ofrecen en estas dos subastas:

El primer grupo lo constituyen cuatro bloques para exploración al Norte del Golfo de México, casi adyacentes a la frontera con Estados Unidos. Conjeturamos que todos serán licitados, aunque quizá el bloque dos podría tener un menor número de ofertas porque se adentra en partes de la llamada Planicie Abisal, en tirantes de agua que alcanzan entre 3 mil-3 mil 500 metros. A la fecha, el pozo más profundo en Estados Unidos ha avanzado a 3 mil 50 metros; por ello, licitar más allá exhibe la desesperación de quienes diseñan los bloques, esperando que la tecnología, eventualmente se desarrolle para alcanzar esos “abismos”.

El segundo grupo de la misma licitación lo integran seis bloques en la Cuenca Salina del Istmo. Éste recibirá ofertas, aunque no es tan atractivo como el área fronteriza. Su examen lo dejaremos para otro artículo.

El mismo día, el 5 de diciembre, el gobierno realizará otra subasta totalmente distinta y algo rara: las empresas participantes competirán para participar como socias de Petróleos Mexicanos (Pemex) para desarrollar el campo Trión, que cuenta con dos pozos (ambos con petróleo descubierto que Pemex estima en la elevada y cuestionable cifra de 482 millones de barriles de crudo equivalente, como reserva “posible”; repito: cifra que consideramos un “maquillaje” de la información).

En estos dos eventos no participarán las mismas empresas y pueden tener resultados distintos.

Breve reseña histórica

En el gobierno de Ernesto Zedillo, cuando se supo que las grande petroleras ya estaban perforando cerca de la frontera marina, se realizaron las primeras inversiones en busca de una localización del lado mexicano; pero en esos años era virtualmente imposible iniciar actividades en la zona más profunda y más hostil. Los primeros pozos en aguas profundas se iniciaron durante el gobierno de Vicente Fox, en aguas más someras, frente a las costas de Veracruz, Tabasco y Campeche.

Hasta el sexenio de Felipe Calderón al fin se pudo contar con las primeras plataformas capaces de trabajar en aguas ultra profundas, como la Bicentenario y la West Pegasus. Pero cuando la primera estaba casi lista para comenzar en la localización Maximino-1, ocurrió el accidente en el Macondo, que creó un ambiente de pánico en el mundo petrolero.

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La Bicentenario fue virtualmente entretenida con dos pozos muy al Sur y finalmente, en mayo de 2012, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) –después de un taller en el que se examinaron los programas de perforación y especialmente las medidas de seguridad industrial– aprobó la perforación, que inició en junio, a cargo de la mencionada Bicentenario.

Así que Trión era un pozo largamente esperado: se habían creado grandes expectativas, se creía que en la zona del Cinturón Plegado Perdido existían unos 20 mil millones de barriles de aceite, evaluación formulada por Geological Survey de Estados Unidos. Por ello, su plan era muy ambicioso: pretendía evaluar toda la columna geológica de Perdido en la parte de México. Los investigadores petroleros también ansiábamos conocer qué potencial existía realmente. Decíamos en la década de 1990: “Así como los mexicanos tenemos que conocer los ríos, las montañas y todos los recursos en nuestro país, tenemos que conocer qué tenemos en el subsuelo marino”. Casi 15 años más tarde, Trión-1 ofrecería algunas respuestas.

El pozo Trión-1 tenía como objetivo probar tres formaciones: las arenas Wilcox, las Whopper y, algo muy importante, responder a la pregunta: ¿hay petróleo en el Cretácico de Perdido? Recordemos que esas han sido las más generosas en la parte mexicana del Golfo de México. Por todo eso los objetivos de Trión-1 eran perforar hasta los 7 mil 529 metros y disparar en esos tres intervalos (el cuadro 1, examinado en el taller de la CNH, lo muestra).

Objetivos del pozo Trión-1

Al presidente Felipe Calderón lo consumía la impaciencia: se le reportaban constantemente los avances. Cuando se aproximaba su último informe de gobierno y el pozo llevaba unos 90 días, se realizó una primera “mini prueba”: se aisló un tramo del agujero, colocando tapones arriba y abajo del estrato y se recogieron unos pocos barriles, quizá litros, que se enviaron a tierra para su análisis. Era crudo ligero. Calderón convocó a una conferencia de prensa en Los Pinos y anunció el descubrimiento de 350 millones de petróleo crudo equivalente, cifra que el lector puede corroborar en el boletín 54 de Pemex, fechado el 29 de agosto de 2012 (cuya copia se reproduce aquí).

Asimismo adelantó que produciría 10 mil barriles diarios y que, el potencial petrolero de la sección mexicana en Perdido se elevaba a 10 mil millones de barriles. Era propaganda, expresiones de frivolidad y un atropello a los ingenieros: el Trión-1 ni siquiera había concluido (el boletín 54 afirma que la perforación continuaba).

Estos problemas fueron conocidos por la opinión pública oportunamente. Con sólo el aceite en los frasquitos lo único que se demuestra es la existencia de petróleo, pero no hay ningún dato que permita estimar sus volúmenes y menos si son comerciales. Véase la nota de Israel Rodriguez, en La Jornada del 30 de agosto de 2012, en la que diversos analistas, como el ingeniero Francisco Garaicochea, la doctora Miriam Grunstein y el suscrito examinamos estos temas.

 

La verdad es que Trión-1 falló

Aunque el boletín 54 asegura que Trión-1 continuaría hacia mayores profundidades –entre las que, por cierto, ya no aparece el Cretácico, situación que revela como los políticos se atreven a tomar decisiones técnicas–, la verdad es que la perforación ya no pudo continuar.

Se realizaron estudios para ampliar las pruebas de producción, pero el 20 de noviembre de 2012 se decidió el taponamiento definitivo. Estábamos en la terminal de Cobos, en la desembocadura del Río Tuxpan, desde donde se manejaba toda la logística, cuando llegó la noticia de que se habían presentado problemas de arenamiento y no se consideró conveniente tomar el riesgo de sufrir un empeoramiento de la situación.

Schlumberger ha explicado en sus revistas que el arenamiento del pozo ocurre cuando grandes volúmenes de este material se desprenden y movilizan ante ciertas condiciones, como caídas de la presión: las arenas son arrastradas por la velocidad y viscosidad del fluido y, una vez producidas en el interior del pozo, pueden provocar estragos, erosionando tubulares, dañando equipos y obstaculizando la producción en cualquier punto de la línea de flujo.

Trión no es el único caso de formaciones poco consolidadas –como también se denomina al arenamiento– en el área del Cinturón Plegado Perdido. También se ha presentado en Trident, perforado en el lado estadunidense, a unos 50 kilómetros de distancia de Trión-1.

Los casos más conspicuos han sido el de los pozos del campo Jack, cuyo descubrimiento fue en 2003 y 2004 y que, por estas dificultades, sólo pudo iniciar su explotación 10 años más tarde. Algunos instrumentos requirieron metales especiales: sólo la búsqueda de un diseño especial de las llamadas pistolas que se disparan en las pruebas de producción se prolongó 9 meses.

Perdido es una de las zonas más difíciles del planeta, sus pozos figuran entre los más profundos del mundo a lo que se suman los problemas de la sal, las ultra temperaturas y ultra presiones.

Nuevos maquillajes de las cifras

Como dijimos, en los círculos petroleros esperábamos con impaciencia nuevos reportes que rectificaran la información o siquiera añadieran las cifras de la producción inicial de Trión-1. Por fin, el 14 de marzo de 2013 se publicó el documento Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013, en el que, en su página 19, se publicó otro atentado al derecho a la información: las reservas que supuestamente descubrió Trión-1 fueron aumentadas de los 350 millones anunciadas por Calderón en el boletín 54, a 482 millones de barriles de crudo equivalente.

¿Qué había pasado?, el sexenio de Calderón había concluido y es obvio que los nuevos funcionarios del gobierno de Enrique Peña simplemente, desde sus escritorios, agregaron más de 100 millones de barriles en la documentación; es decir, en los papeles. En realidad no pasó nada: Trión-1 sigue enarenado, taponado y abandonado. Los políticos peñistas sólo hicieron un cambio de papel.

Pero vendrían nuevos maquillajes, aunque más chiquitos.

También en el nuevo gobierno de Peña se publicó otro documento informando de las actividades del año anterior: el Informe anual de 2012, que repite las supuestas reservas de Trión-1 y, quizá pretendiendo un alarde de exactitud, anota que son 482 millones 400 mil barriles.

Nótese que para entonces aún no se perforaba Trión 1 DL y, a la fecha, en 2016, las reservas de ese campo que se pretende desarrollar en un acuerdo de explotación conjunta, continúan siendo de 482 millones; eso implica que el Trión 1 DL no agregó nada. Examinaremos el tema a continuación.

Otro misterio: el Trión 1 DL

Ante el problema del arenamiento, casi 1 año más tarde, el 3 de septiembre de 2013, en otro bloque adyacente al Norte se inició la perforación de Trión 1 DL (ya dijimos que es un pozo delimitador y omitiremos detalles como que éste es menos ambicioso: Pemex renunció a profundizarlo hasta el Cretácico, es decir el delimitador fue un pozo más somero).

Según el reporte de la actividad exploratoria de la CNH, la perforación –incluyendo la terminación, es decir, sus pruebas de producción– concluyó el 28 de marzo de 2014, prácticamente en 7 meses. Según el reporte mencionado, fue “descubridor comercial”, pero el intervalo productor reportado es muy delgado: se sitúa entre los 4 mil 241 y los 4 mil 221 metros, es decir, un espesor impregnado de apenas 20 metros, 16 veces más pequeño del Trión-1. Seguramente por eso no ofreció ninguna cifra de producción inicial en las pruebas, como se hace en todos los descubrimientos.

Otra vez iniciamos una larga espera de los datos y hasta la fecha no se ha publicado nada. Pasó todo 2014 y esperamos en 2015, cuando se difundió la convocatoria de la licitación de Trión, repitiendo que el volumen a explotar son los 482 millones, cifra que quedó como “la verdad oficial” establecida por el gobierno de Peña. Confirmamos que el pozo delimitador no agregó reservas. Nuestra hipótesis es que tampoco pudo probarse por la complejidad geológica de Perdido.

En la etapa más reciente se ha logrado un conocimiento más preciso del Cinturón Plegado Perdido y de esa gran área se ha separado la llamada subcuenca Cinturón Subsalino (la ilustración 3 muestra la ubicación de Trión-1 y la proximidad de los cuerpos de sal hacia el Norte, donde se localiza el Trión 1 DL).

La complejidad geológica se constata también del lado de Estados Unidos. La ilustración 4 muestra varios pozos al Norte de la línea de la frontera. El único exitoso es Great White; los dos pozos Baha fracasaron, el primero fue suspendido por un accidente mecánico, el Baha dos sólo encontró indicios; el Hammerhead-1 fracasó totalmente, y los tres pozos Trident descubrieron volúmenes no comerciales. Este último campo lo tuvo Chevron y lo devolvió al gobierno (sobre este tema hemos escrito varios artículos en Contralínea).

Desde luego no debemos omitir que Great White es un campo gigante: en 2013 alcanzó (como complejo con otros dos, Silvertip y Tobago) un pico de producción de 115 mil barriles diarios, lo que lo define como gigante y, lo que es muy importante, muestra que la exploración en formaciones sub sal puede tener grandes éxitos; pero eso sólo lo demuestra la barrena del perforador, no las fantasías de los políticos.

* Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México. Colaborador de la revista Contralinea. 

 

Posted by on Oct 10 2016. Filed under Banca, Destacada, Economía, Empresas Públicas, Negocios, Noticias, Petróleo, Privatizaciones. You can follow any responses to this entry through the RSS 2.0. You can leave a response or trackback to this entry
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