Chicontepec, la gran derrota de Pemex
De una caja de un metro de largo, Gustavo Hernández, director de Recursos, Reservas y Asociaciones de Pemex Perforación y Exploración, saca dos piedras cortadas en forma de tubo: una gris claro, como concreto seco, y otra más pequeña del color del ébano. Son muestras de roca del activo Aceite Terciario del Golfo, mejor conocido como Chicontepec.
Hernández, ingeniero petrolero que ingresó a Pemex en 1992, explica que, para extraer pequeñas cantidades de crudo en cada pozo de este yacimiento, se requieren cavar agujeros artificiales, como los de un queso gruyere, en este tipo de rocas.
Es un costoso esfuerzo técnico, que contrasta con los campos de aguas poco profundas de la costa de Campeche, como Cantarell o Ku-Maalob-Zaap, donde el crudo se encuentra en grandes almacenes que a veces sólo requieren de una perforación para que el hidrocarburo salga.
"Un solo pozo en el mar te da 3,000 barriles diarios. Uno de Chicontepec te da 30 barriles. Es decir, que necesitas 100 pozos en Chicontepec para producir lo que uno en el mar", compara Hernández.
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Pemex ha peleado durante los últimos 12 años contra el continuo declive de la mayoría de sus activos, sobre todo del megayacimiento de Cantarell, que llegó a suponer dos tercios de la producción petrolera de México. Pero Chicontepec es uno de sus mayores fracasos en este intento por frenar la caída de la producción nacional.
Sin embargo, la compañía presume que sus esfuerzos para incrementar la extracción en el resto de sus activos han evitado que la reducción sea todavía mayor.
“Si no hubiéramos hecho lo que hemos hecho en los otros campos, estos campos en lugar de 1.8 millones estarían produciendo en el orden de 800,000”, calcula Hernández. “Cuando quitas el efecto Cantarell, lo que yo veo... ¡Ah canijo! Es un trabajo que ninguna otra petrolera en el mundo ha logrado: incrementar la producción en sus campos de manera sostenida”, afirma el funcionario de Pemex.
Ante los recortes presupuestarios, en medio de una de las crisis más fuertes que ha vivido el sector en los últimos años, a la petrolera nacional se le pide crecer. El reto depende de una serie de yacimientos.
Chicontepec, entre los más caros
El estrés de Pemex inició con Cantarell, sumega descubrimiento en las costas de Yucatán y Campeche. Este activo llegó a aportar 2.13 millones de barriles por sí solo a la producción total de México en 2004. Desde entonces, ha perdido cerca de 1 millón de barriles diarios.
El siguiente gráfico animado muestra la evolución presupuestaria de los mayores proyectos de Pemex de 2011 a 2016, donde se aprecia el cambio de estrategia de cada uno de los mayores proyectos de Exploración y Producción:
Derivado de esta caída de Cantarell, la petrolera nacional le apostó a Chicontepec como uno de sus grandes proyectos, a partir de 2008, debido al enorme potencial de 12,300 millones de barriles de crudo equivalente, la mayor reserva 3P entre los 12 activos de Pemex, con recursos prospectivos tan importantes como los estimados en las aguas profundas del Golfo de México.
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Chicontepec se ubicó como uno de los tres proyectos principales de inversión de Pemex entre 2009 a 2014, rondando los 21,000 millones de pesos por año. Su auge disparó el número de pozos perforados de Pemex a su máximo histórico en 2013, año en que se desinfló el proyecto.
“¿Qué pasó? Que hubo cambio de administración y dijeron: ‘No le apuesten a esto’. Este proyecto, en realidad Pemex dijo que requería 20,000 pozos. Pues apenas andábamos en 2,800”, apunta Hernández, en referencia al cambio de administración entre el ex presidente Felipe Calderón y el actual mandatario, Enrique Peña Nieto.
La inversión acumulada en el proyecto hasta 2009 alcanzaba los 52,500 millones de pesos (mdp), según datos del análisis del proyecto por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CHN) en 2010.
El regulador advirtió desde entonces sobre los altos costos y la dificultad técnica de explotar el área. La CNH llegó a calcular que se requerirían 110,844 pozos para explotar las reservas 2P de Chicontepec, y hasta 251,400 para ir por todas las 3P, un esfuerzo imposible para una sola compañía petrolera.
“Ese faro de esperanza acabó por ser un fracaso. (,,,) Pemex lo concebía como una perforación masiva por todos lados. Ahí fue donde chocó y chocó, y no pudo”, resume el director de la consultora GMEC, Gonzalo Monroy.
Pemex dejó de perforar nuevos pozos en Chicontepec a partir de 2014, con la entrada del gobierno de Enrique Peña Nieto, y comenzó incluso a cerrar algunos. El activo, en su mejor época, en 2012, apenas aportó 69,000 barriles, frente al promedio nacional de 2.54 millones.
Pero la petrolera no abandona Chicontepec pese al fuerte recorte de presupuesto en este proyecto, que cayó de 18,900 millones de pesos (mdp) en 2014 a los 3,340 mdp de 2016.
Hernández piensa que, de haber tenido presupuesto, la producción en este activo hubiera crecido, pues con los 500 pozos que se han cerrado desde 2013 habrían producido al menos 30 barriles diarios en cada uno, aportando 1,500 barriles.
“Ya tenemos la tecnología para que algunos de estos pozos te dieran 500 barriles cada uno, y 500 pozos de a 500 son 25,000 barriles. Ya la ecuación es diferente”, dice.
Chicontepec llegó a tener en operación 2,790 pozos en 2013, su punto máximo frente a los 2,337 del promedio de este año, según datos de la CNH. El número de pozos sin producción se incrementó en este mismo periodo de 1,161 a 1,719, y la producción total del activo cayó de 66,000 a 41,000 barriles promedio diario.
La lucha de los campos maduros
Cantarell se colocó como el proyecto con mayor inversión en 2011, con 36,300 mdp, en un año en que su declive ya era una realidad consumada. A partir de entonces los esfuerzos se focalizaron en redistribuir esos recursos a otros activos, en especial a Ku-Maalob-Zaap (KMZ), el “hermano menor” de Cantarell, que durante 8 años ha mantenido una producción por arriba de los 800,000 barriles.
“Todos critican, y mucho se habla, de KMZ y critican lo que ha hecho Pemex con KMZ. Yo fui administrador de KMZ entre 2005 y 2013. Empezamos a levantarle desde 300,000 a más de 800,000. Y ya nos auguraban que iba a caer”, dice Hernández.
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El directivo de PEP defiende que gracias a los trabajos en este tipo de activos, junto a las aportaciones del Litoral de Tabasco, la producción del país se mantiene por encima de los 2 millones de barriles.
La siguiente imagen muestra el comportamiento de la producción de los 12 activos de Pemex de 2004 a la fecha. Mientras la participación de Cantarell menguaba, los otros proyectos de la petrolera intentaron cubrir esos espacios, siendo que la mayoría eran campos ya con muchos años en activo.
La propia petrolera nacional ha expresado su preocupación por encontrar nuevos campos para sumar reservas y producción al país, debido a que la mayoría de sus activos ya se encuentran cerca de su etapa de declinación, lo que implica mayores gastos para su explotación.
El costo promedio por barril en todos los proyectos de Pemex tocó los 9.4 dólares en 2015, frente a los 8.22 dólares de un año antes, y los 7.91 de 2013, según datos de su reporte anual de 2015. Además, la inversión requerida en campos en declinación franca como Cantarell se amplifican, pues de costar 10.79 dólares en 2014 pasó a 15.97 dólares en 2015.
El cambio resulta más dramático si se compara con los 3.78 dólares de 2004, aunque Pemex aún presume que estas cifras se encuentran por debajo de 10 de las mayores petroleras a nivel internacional.
Burgos, el otro gran afectado
El cambio de estrategia y los recortes presupuestales en Pemex dejaron a los proyectos de gas natural en Burgos como el otro gran damnificado.
La revolución del fracking en el sur de Estados Unidos precipitó los precios del gas natural de 20 dólares a cerca de dos dólares.
“Aquí es donde empiezan un poco nuestros problemas. Porque la producción de gas, en lugar de ir creciendo ha venido cayendo. Por lo que hoy en día estamos casi a la par entre lo que se produce y lo que se importa. Podríamos producir más gas natural, lo que pasa es que al precio actual no es atractivo para Pemex”, explica la subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, Lourdes Melgar.
El activo de Burgos se ubicaba entre los cinco con mayor inversión en 2011, con 19,500 mdp, pero esta tendencia de precios ha hecho que su presupuesto se redujera de manera continua hasta los 3,300 mdp para este año.
Hernández considera que se debe mantener el interés por la explotación de gas natural nacional, pues así se genera inversión de más largo plazo.
“Como país, le estamos apostando a producir nuestros recursos, porque eso representa fuentes de trabajo para todos los que están en la industria de extracción de gas. En cambio, ¿cuántos están en la industria de transporte de gas de Estados Unidos para acá? Pues muy chiquito. Estarán todos trabajando en Texas, del otro lado del río, pero acá no”, opina el funcionario de Pemex.
A pesar de estos esfuerzos, las importaciones desde Estados Unidos han aumentado desde la construcción y puesta en marcha del proyecto de Los Ramones, un mega ducto para traer el hidrocarburo de Texas. Además, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) lleva a cabo un programa para adquirir capacidad de transporte para importar gas que ayudará a duplicar los gasoductos del país para 2018, reduciendo así su dependencia de Pemex.
La receta para crecer
Pemex requiere de recursos para encontrar nuevos yacimientos.
“¿Cómo va a aumentar? Pues no hay duda. Todo el mundo conoce la receta: métele más dinero. Invierte más, perfora más, y así de sencilla es la ecuación”, dice Hernández. “Ahora, con precios de 40 dólares está complicado. Todavía hay que ser selectivo para ver dónde le invertimos. Pero estamos haciendo un esfuerzo grandísimo para mantener la producción en los niveles actuales”, dice agrega.
El funcionario de la petrolera confía en que la nueva producción, que ayude a incrementar los niveles actuales, provenga de las asociaciones con empresas privadas en aguas profundas, y de la entrada de nuevas compañías al país.
