El próximo miércoles 15 de julio se
realizará la primera subasta de la Ronda Uno, que pretende licitar 14
bloques o “áreas contractuales” para exploración petrolera. Entre ellas
se encuentra el bloque 13. Esta nota ofrece algunos datos intentando
suscitar algunas reflexiones sobre la reforma energética.
Fabio Barbosa - Contralinea
Tirantes someros, pero no convencionales
Comenzaremos con algunas ilustraciones
que nos permitan ubicar al bloque 13. La gráfica 1 es muy conocida, ha
sido publicada en todos los mapas de la Secretaría de Energía sobre el
evento (www.ronda1.gob.mx), nosotros sólo hemos separado el bloque y los tres campos más cercanos al mismo: Kastelán, Kach y Alak.
Como señala la información oficial, el
bloque y los campos cercanos se ubican en aguas “someras”, pero es
preciso matizar que son “someras” en la clasificación mexicana, porque
el bloque y los tres campos se encuentran en aguas más profundas que las
tradicionales; son áreas nuevas a donde se ha extendido la búsqueda de
hidrocarburos en la nueva etapa de agotamiento de los campos viejos.
Insistiendo: el bloque 13 y los campos
cercanos están en tirantes de agua en los que, en este país, a la fecha,
no tenemos ningún pozo en explotación (ver cuadro 1).
El Kastelán en 421 metros, en las
clasificaciones estadunidense, brasileña y noruega, sería considerado un
pozo profundo, incluso fue perforado por la Ocean Worker, la misma
plataforma que perforó Nab, Noxal y Lakach.
La gráfica 2 muestra un espacio
geográfico más amplio, aparecen algunos de los mismos campos como Kach y
Alak, no figura Kastelán porque aún no había sido perforado.
Esa misma gráfica ilustra con líneas
punteadas las isobatas, es decir, las marcas de iguales profundidades.
Lo anterior permite deducir que el bloque 13, así como los campos
cercanos, se encuentran en el talud continental, es decir, donde la
plataforma continental inicia un descenso a la planicie abisal del Golfo
de México. En rigor, la mayor parte del bloque se encuentra en el borde
de la plataforma continental. Se considera la plataforma continental
desde la línea de costa hasta la isobata de 200 metros (ver gráfica 4).
Considerando que la ubicación de esta
área es importante para definir el tipo de hidrocarburos que se han
descubierto en ella, insistimos con una tercera gráfica que nos permite
ver que cuando hablamos del bloque 13 estamos refiriéndonos a una zona
peculiar en el umbral de los pozos profundos que en Petróleos Mexicanos
(Pemex) llamábamos Proyecto Campeche Poniente (ver gráfica 3).
Zona de crudo muy viscoso
Lo que en esa zona cercana al bloque 13
se ha descubierto son crudos pesados y ultra pesados (ver cuadro 2);
aunque haciendo honor a los hechos, el bloque 13 se encuentra entre el
campo Ayin, con aceites de 22 a 24 grados API, y el pozo Ayatsil-1, que
resultó invadido por mala cementación pero encontró aceites de 24 grados
API en rocas del Tithoniano (ver gráficas 4 y 5).
Traduciendo
para un lector no familiarizado: menores grados API (medida de densidad
que precisa cuán pesado o liviano es el petróleo) significan que se
trata de aceites pesados y ultra pesados. Para comparar, los del Delta
del Grijalva, en Tabasco, son aceites muy finos, hasta de 50 grados API.
Los aceites de esta nueva zona, en los
confines de la Sonda de Campeche, presentan dificultades para su
extracción, porque no fluyen, son muy viscosos. Aunque en pruebas DST
(Drill Stem Test) y Combinada, el pozo Ayin produjo 5 mil 100 y 5 mil
759 barriles de aceite de 22 a 24 grados API por día de rocas del
Cretácico y Jurásico, respectivamente.
Cuando los aceites son de baja densidad,
digamos menores a 16 grados API, para evitar que esa masa espesa se
quede atrapada en el subsuelo, tienen que perforarse un mayor número de
pozos que en los campos de petróleo convencional. Los equipos
interdisciplinarios que diseñan los programas de explotación también
sugieren la aplicación de métodos de calentamiento in situ. Estos
recursos térmicos pueden ser muy variados: en una reunión del Instituto
Mexicano del Petróleo se sugirió calentar agua con celdas solares e
inyectarla para aligerar el crudo; en tierra se ha usado la inyección de
vapor: el uso de cierto tipo de solventes elevaría a extremos
inaceptables los costos.
En fin, suponiendo que se logre llevar el
aceite a la superficie, su viscosidad le impide moverse, lo que obliga a
utilizar algún tipo de bombeo; dependiendo de los análisis de flujo de
fluidos, si los problemas de desplazamiento lo requieren, tendrán que
usarse ligeros para mezclas y estaciones de rebombeo cada 50 kilómetros,
y suponiendo que se logró llevarlo a los puntos de venta, este aceite
no se puede vender, porque no los acepta el mercado en la forma como
salen del pozo, por lo general se les mezcla con ligeros, como sucede
actualmente con la producción de Ku- Zaap-Maloob.
Desde luego, numerosos equipos de
investigación en México y otros países, en cuyas reservas hay este tipo
de crudos, están avanzando para enfrentar estos retos. Sostengo la
hipótesis de que, para algunos casos, aún no se encuentra la solución
que armonice los recursos técnicos y sus costos, un ejemplo son los
campos cercanos al bloque 13: Alak se descubrió hace 16 años, Kach y
Kastelán hace más de 10 años; así, después de todo este tiempo, no ha
podido recuperarse 1 solo centavo de la inversión adelantada.
Incertidumbres
En
la subasta del 15 de julio, el gobierno ofrece bloques muy atractivos,
por ejemplo los cercanos al complejo Tsimin, pero: ¿el bloque 13
recibirá propuestas?; si algún inversionista decide invertir en esta
área contractual, lo que puede esperar, razonablemente, es lo mismo que
en los campos más cercanos. ¿Habrá alguna compañía o un grupo de
empresas asociadas que acepte exponer unos 100 millones de dólares
sabiendo que, en el caso de que logren un descubrimiento, pasarán años
para recuperarlos? Hay muchas dudas.
Personalmente pienso que en los bloques
donde las expectativas son descubrir ligeros y en tirantes más amigables
se concentrarán las ofertas; y que los bloques difíciles, de más alto
riesgo, quedarán desiertos.
La subasta, como ya comentamos en la edición 441 de Contralínea,
es del tipo “a sobre cerrado y primer precio”, y apenas hace unos días
el gobierno anunció que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
informará el mismo día de la subasta “los valores mínimos para las
variables de adjudicación aplicables para [cada] Área Contractual en
concurso” (véase el comunicado de prensa 047/2015, www.hacienda.gob.mx).
En corto, eso quiere decir que la subasta
nos revelará cómo valoran los contratistas cada área que el gobierno
ofrece, entre ellas el bloque 13.
La subasta como termómetro
Si el próximo miércoles el bloque 13 es
licitado, querrá decir que las grandes petroleras perciben escasez en el
corto y medio plazo y que sus estimaciones apuntan a la elevación de
los precios; estarían apostando al futuro, saben que tendrán retornos en
años lejanos. Una decisión de ese tipo sólo puede tomarla una gran
petrolera con finanzas muy robustas.
Si el miércoles 15 el bloque 13 ha sido
subastado y ya se encuentra bajo el control de un operador extranjero
(aunque pudiera haber alguna empresa mexicana como socia minoritaria),
significa que la avidez por el oro negro es más intensa de lo que
esperábamos; o bien en el corto tiempo que han tenido para evaluarlo
saben mucho más del potencial de ese bloque de lo que hasta ahora Pemex
ha inferido.
Conclusiones
La licitación es una oportunidad de
presenciar momentos decisivos que, eventualmente, podrían afectar la
producción de hidrocarburos de los próximos años; las empresas y el
gobierno pretenden aumentar los niveles de oferta en el corto y medio
plazo. ¿Lo lograrán? Ésa es una incógnita que sólo la barrena del
perforador podrá revelar.
Fabio Barbosa*
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
Fuente: Contralínea
Fuente: Contralínea
