Favio Barbosa - Contralinea
La inglesa Petrofac y el Grupo Diavaz-Sinopec, entre las petroleras
que ya realizan actividades en los terrenos subastados. Uno de los
bloques, el Ébano, no fue licitado sino asignado directamente desde
2013. Resulta excepcional por sus dimensiones: 1 mil 600 kilómetros
cuadrados
Este texto intenta formular algunas
precisiones sobre los bloques que algunas petroleras han comprado en las
subastas para luego dejarlos abandonados, como en el caso de
Halliburton; ahora, matizando, expondremos la situación en los que, por
el contario, se constata alguna actividad, aumentos en la producción e
incluso nuevas reservas descubiertas. Se trata de ofrecer información
adicional, pues sólo en la medida que avancemos en su acopio podríamos
mejorar nuestra comprensión de la situación y las perspectivas de un
proceso tan importante.
Por otro lado, en las subastas, algunas
empresas se agrupan y reagrupan, forman consorcios con diferentes
nombres, con el único propósito de participar en el evento; hemos visto
que algunos de esos acuerdos se realizaron incluso días antes de la
subasta. Un lector me recordó que la Petrolite, ganadora de un bloque,
es hoy parte de Halliburton; de ahí la necesidad de contar, por lo
menos, con alguna información sobre las empresas.
Comencemos por insistir que si se
caracteriza a la reforma energética como la pretensión de elevar la
producción de hidrocarburos y obtener nuevos ingresos fiscales en este
sexenio, hay un consenso generalizado de que ya fracasó. Aun en el
supuesto de que las dos próximas subastas de este año 2015 resultaran un
éxito completo, el gobierno de Enrique Peña no podrá revertir la caída
de la extracción y el deterioro de los ingresos petroleros; por el
contrario, tenemos que advertir que la codicia y apresuramiento del
grupo que detenta el gobierno incluso puede reventar al complejo
Ku-Zaap-Maloob, lo que implicaría un nuevo escenario económico aun más
difícil.
La reforma energética no comenzó en el
actual sexenio. Es un proceso de apertura del sector exploración y
producción al capital privado que comenzó hace varios años. La
transferencia de bloques y campos se ha realizado introduciendo tres
tipos de nuevos contratos:
En el gobierno de Vicente Fox, en 2004:
el contrato de obra pública financiada (COPF, modalidad del contrato de
servicios múltiples).
En el sexenio de Felipe Calderón, en 2008, el contrato integral de exploración y producción (CIEP).
En el actual gobierno de Peña Nieto, hasta ahora: el contrato de producción compartida (CPC).
En los cuadros presentamos el conjunto de las licitaciones realizadas utilizando el modelo del CIEP.
Empresas y bloques
Adelantaremos ahora alguna información
sobre las empresas ganadoras, sus actividades realizadas y logros. Por
el número de contratos firmados y número de campos que opera, deberíamos
empezar por la inglesa Petrofac; pero atendiendo a los volúmenes de
producción de hidrocarburos, la más importante es el Grupo Diavaz. Su
presidente, el ingeniero Luis Vázquez Sentíes, ha narrado que pasó su
infancia prácticamente jugando entre tanques y ductos petroleros, pues
su padre trabajó en esa industria (véase su disertación de ingreso a la
Academia Mexicana de Ingeniería). Así, su compañía ha sido proveedora de
bienes y servicios para Petróleos Mexicanos (Pemex) desde hace décadas,
pero su práctica en exploración y producción operando campos apenas se
inició en 2005, cuando ganó los bloques llamados Cuervito y Fronterizo,
en la cuenca de Burgos, en el esquema que ya mencionamos de los COPF
(modalidad del contrato de servicios múltiples). En esta inicial
experiencia se asoció con la brasileña Petrobras y la japonesa Teikoku
Oil; más tarde, en 2007, obtuvo el importante contrato para rehabilitar y
operar 400 pozos en el sector Ébano Pánuco Cacalilao. En este nuevo
proyecto participó asociado con la gran empresa China Sinopec.
En 2012, cuando empezaron las subastas de
los campos en el esquema CIEP, Pemex decidió que el bloque Ébano no
debería ser licitado, sino asignado directamente al mismo consorcio
Diavaz-Sinopec, que ya había iniciado la rehabilitación de ese campo.
Así, el 1 de enero de 2013, se formalizó el nuevo contrato.
El bloque Ébano es excepcional por sus dimensiones: 1 mil 600 kilómetros cuadrados. Para compararlo, lo que hemos llamado “los terrenitos de Halliburton” (Contralínea 453) son 12 veces más pequeños: apenas 128 kilómetros cuadrados.
En el bloque Ébano, a la fecha se produce
un estimado de 12 mil barriles diarios. Comprende campos como el
Chijol, que fue de la Huasteca Petroleum Company y ahora resurge en el
mapa petrolero de este país. Considerando sus contratos COPF y CIEP,
para septiembre de 2014 Diavaz y sus socios producían 24 mil 100
barriles de petróleo crudo equivalente (Diavaz, ponencia en el Second
Annual Eagle Ford Burgos Basin Cross-Border Developement Summit 2014).
Diavaz en Chicontepec
En 2013, Diavaz, ahora asociado con
Weatherford, decidió participar en la licitación de Chicontepec y, como
ya explicamos en un artículo anterior, ganaron el bloque Miquetla,
ofreciendo 98 centavos de dólar, es decir dejando, virtualmente, todas
las utilidades operativas para el gobierno.
Con el derrumbe de precios, las
actividades necesariamente tenían que suspenderse, porque el costo en
Chicontepec es de 42 dólares por barril, pero los socios muestran una
política diferente, mientras Diavaz parece dispuesta a permanecer en esa
área tan difícil, Weatherford ya hasta cerró sus talleres y bodegas.
Quiero advertir al lector de nuestras
inseguridades: la aseveración de que Diavaz se muestra dispuesta a
permanecer en Chicontepec se apoya apenas en algunas expresiones del
ingeniero Vázquez Sentíes, quien, por ejemplo, ha dicho: “Nosotros
pensamos que existe algún potencial de shale oil en Miquetla”.
También ha afirmado: “Tenemos que encontrar una manera de extraer cada
barril con un costo menor a 42 dólares, lo que nos permitirá mantener la
diferencia como ganancia” (“Understanding production cost in
Chicontepec”, publicado en el anuario Mexico oil & gas review, 2014, un material imprescindible que recomiendo a mis alumnos).
Petrofac-Schlumberger
Sobre Petrofac y sus éxitos en el campo
tabasqueño Santuario que ganaron en la licitación de campos maduros de
la Región Sur, ya hemos publicado información que naturalmente no
repetiremos, véase Contralínea 433, del 19 de abril de 2015.
Petrofac y Slumberger continúan ensayando procesos de calentamiento in situ
para los campos de pesados Pánuco, Topila y Cacalilao, en el Norte de
Veracruz. Su producción pasó de 2 mil 51 barriles, en 2013, a 2 mil 870
en 2014.
Petrofac es la primera empresa privada
que incursiona como operadora en aguas someras del Golfo de México. Ganó
el bloque Arenque, que, en su nueva etapa, inició operaciones el 13 de
julio de 2013. Harry Bockmeulen, gerente de Petrofac en México, afirma
que Arenque “es un bloque fantástico”, ya que sus 2 mil kilómetros
cuadrados “equivalen a tener casi 10 bloques en el Mar del Norte”. Su
producción pasó de 4 mil 332 barriles diarios, en 2013, a 5 mil 164 en
2014, por lo que mister Harry afirma que su bloque “tiene un enorme potencial” (“Setting down roots in the mexican industry”, Mexico oil & gas review, 2014).
Monclova Pirineos Gas y Alfa en la Faja de Oro
Como puede verse en la ilustración, la
mayor parte de los campos de Monclova Pirineos Gas (MPG) y Alfa se
ubican en la porción central de la antiquísima Faja de Oro, la primera
gran zona petrolera de este país; el resto es lo que consideramos las
extensiones de Poza Rica, los campos San Andrés y Hallazgo.
El ingeniero Luis Velázquez, director
general de MPG, ha sido muy claro compartiendo sus dudas y la necesidad
de tiempo para realizar estudios concretos y poder obtener conclusiones.
Citamos algunas de sus afirmaciones, todas transcritas del anuario Mexico oil & gas review 2014:
“Aunque hemos asignado un alto potencial a la Faja de Oro […] no es
fácil de explorar y evaluarla adecuadamente […] pero MPG está dispuesto a
perforar dos pozos de desarrollo y un exploratorio”.
A la pregunta sobre qué desafíos técnicos
y oportunidades han identificado, dice que es temprano para responder:
“MPG sólo ha estudiado los bloques durante unos meses. Todavía estamos
aprendiendo sobre las dificultades que se encuentran en estos campos
maduros”.
Los historiadores petroleros que nos
hemos ocupado de esa área siempre nos referimos al problema de la rápida
invasión de agua que sufre. El ingeniero lo expresa diciendo: “Tenemos
que saber dónde está el nivel del agua en los pozos invadidos […] para
planificar mejor los proyectos”.
Sólo para abundar sobre las
incertidumbres, pero también los avances realizados, transcribiremos
otras líneas: “La comprensión de la poca información disponible en
Tierra Blanca ha sido difícil. Sólo tenemos datos sísmicos en tercera
dimensión (3D) para el 30 por ciento del bloque […] es una herramienta
muy cara para su uso en este momento.
“MPG tiene unos 2 años para decidir
adecuadamente si quedarse y desarrollar estos campos o no”. Los campos
del bloque Tierra Blanca no presentan aumentos de producción a partir de
su privatización, en cambio, los del bloque San Andrés tuvieron una
producción de 1 mil 673 barriles de aceite en 2013 y lograron elevarla a
2 mil 508 en 2014.
Desde Egipto a Tamaulipas
Cheiron Petroleum Company, empresa que
algunos analistas consideran originaria de Egipto y otros una simple
filial de la estadunidense Pico International Petroleum, es un caso
excepcional. Ganó el Bloque Altamira en junio de 2012, tomó el control
del campo a comienzos de 2013 e inmediatamente inició lo que la propia
empresa califica como “un agresivo programa de trabajo”.
Cheiron, en su página de internet,
describe ese plan integrado entre otros por los siguientes aspectos: 1)
una “extensa” campaña de sísmica 3D; 2) obras de optimización en las
instalaciones superficiales; 3) inicio de los estudios de las
tecnologías de recuperación mejorada adecuados a las características del
campo y, finalmente, la perforación de nuevos pozos. Sobre esto último
hubiera sido deseable desglosara ubicaciones y fechas.
Los resultados en términos de producción
han sido escasos. En 2013 se extrajeron 1 mil 440 barriles de aceite y
en 2014 la cifra se elevó a 1 mil 776 barriles.
Los bloques de papel
Para
finalizar nuestro recuento, sólo enumeramos las empresas que ni
siquiera han comenzado actividades; es decir, que después de las
subastas de 2013 y 2014, han dejado abandonados sus bloques.
1) Halliburton, en Humapa y Soledad. Este
último fue ganado por Petrolite, filial de Baker Hugues, pero ésta ha
vendido todos sus activos a la temible Halliburton; 2) Perforadora
Latina, en Pitipec; y 3) Vitol Energy, que “controla” dos bloques de
Chicontepec: Miahuapan y Amatitlán.
A esta lista podríamos agregar, aunque la
inactividad obedece a causas distintas, al bloque Atún, que no recibió
ofertas y se mantiene desierto, y Carrizo, en Tabasco, que fue devuelto
por Schlumberger por la resistencia de la población (Contralínea 443).
Nuestro repaso quizá invita a secundar la
cautela de los ingenieros que piden tiempo para realizar estudios
específicos y paciencia para inferir conclusiones contundentes.
Hasta el momento parecen predominar
empresas pequeñas como Diavaz, Petrofac y Monclova Pirineos Gas; las
grandes petroleras han comprado la información, se han mostrado
interesadas, pero sólo tres de ellas (Schlumberger, Halliburton y
Sinopec) han comprado bloques, de continuar esta tendencia tendríamos
más datos que acaso permitirían vislumbrar el curso futuro del sector
petrolero de México en el mediano plazo: numerosas empresas pequeñas
operando campos cada vez más pequeños.
También es conveniente reflexionar en los
escasos volúmenes que aquí hemos citado como producciones agregadas
gracias a la reforma, y contrastarlos con el discurso de los políticos
que continúan parloteando sobre cifras millonarias, como viviendo en un
mundo de fantasía.
Fabio Barbosa*
[BLOQUE: ANÁLISIS] [SECCIÓN: PETROLERO]
TEXTOS RELACIONADOS:
Contralínea 457 / del 05 al 11 de Octubre 2015
