Entrevista con un geólogo de PEMEX

A principios de este año, Crisis Energética tuvo la oportunidad de entrevistar a un ejecutivo de la empresa petrolera estatal mexicana PEMEX, para comentar aspectos de la producción de ese país en el contexto de lo que ocurre en el mundo. Para sorpresa de nosotros, descubrimos que en algunas áreas estratégicas de PEMEX, tienen un conocimiento claro de las dificultades que enfrenta la industria petrolera a nivel mundial ante el próximo declive de la capacidad de extracción y los pobres resultados en los trabajos de exploración que están afectando la producción mundial de petróleo.

Crisis Energética brinda una semblanza de la situación mundial petrolera a través de la visión de un experto en exploración e interpretación de datos de prospección. La entrevista no persigue ninguna otra intención más que la aportar datos a la investigación sobre el tema del cenit del petróleo y de abrir a la comunidad preocupada por el problema, la opinión de gente que se dedica profesionalmente al negocio del petróleo. Así mismo se omite la identidad, por razones que externo el propio interlocutor, y que son de índole personal, por lo que al referirnos a él lo nombraremos como Ingeniero. CE: México es uno de los principales productores de petróleo en el mundo, tenemos como país, años de dedicarnos a este negocio, ¿en que situación se encuentra la producción mexicana?

Ingeniero: México, después de más de 25 años de explotación del petróleo en la región del Golfo de México, que representa la mayor parte de nuestra capacidad de producción y después de no haber podido incorporar nuevas reservas significativas de petróleo, se encuentra en la mitad de la campana de Hubbert.
Este fenómeno de agotamiento, es un proceso que ya está ocurriendo en el mundo. Como ustedes saben, la producción de varios países está ya, en fase de franca declinación, Noruega ya entró a ese proceso, Estados Unidos desde hace 30 años se encuentra en una declinación constante que no ha podido revertirse a pesar de que cuentan con la mejor tecnología petrolera del mundo. México ante esta circunstancia de declinación natural de la capacidad de producción, perderá su plataforma petrolera y lo hará muy pronto.

CE: ¿Cómo visualiza el panorama petrolero a nivel mundial?

Ingeniero: Hay gente muy optimista en el mundo, que cree que vamos a tener petróleo sin problemas por unos 40 años más, francamente esas son “groserías” o es gente mal intencionada, con la finalidad de que el petróleo se mantenga bajo en su precio. Yo en lo personal estoy muy preocupado porque este problema nos está alcanzando en todas las regiones del mundo y no se están tomando medidas para prevenir las eventualidades. Creo que es necesario tomar acciones drásticas y se requiere de inmediato invertir para el desarrollo de la capacidad de generación de energía por medios alternativos.

CE: Mencionó que México perderá “muy pronto” su plataforma petrolera, ¿Cuál es la razón?

Ingeniero: La mayor parte de la producción de petróleo de México sale de un solo campo, el súper gigante yacimiento Cantarell, que se encuentra en aguas someras del Golfo de México, como a unos 65 kilómetros de las costas del Estado de Campeche. Sola, la producción de Cantarell, significa el 63 % de toda nuestra capacidad de extracción. Este campo ha sido explotado de manera muy cuidadosa utilizando toda la capacidad técnica en geociencias para tratar de recuperar lo más posible de sus reservas. El volumen original del campo se estimó en 33 mil millones de barriles, pero el volumen recuperable ascendió a unos 16 mil millones. Hemos extraído con esmerado afán aproximadamente unos 11 mil millones en todo el proceso de vida de este campo, el campo ya está cumpliendo su ciclo. El problema con Cantarell es que se trata de un yacimiento carbonatado en donde la declinación es abrupta, de hasta 15 % anual, y si a este factor le sumamos la rigurosa extracción, tenemos que la tasa de declinación puede ser aun mayor. Aunado a lo anterior hay que tomar en cuenta que varios campos ya están en declive, por ejemplo, Abkatun presenta un declive del 20% anual desde hace mas de 5 años.

CE: ¿En cuanto están estimado que declinará Cantarell?

Ingeniero: A pesar de los enormes esfuerzos y los trabajos técnicos, se calcula una tasa inicial de por lo menos un 10 % el próximo año, y es probable que en dos años alcance una tasa de declinación de hasta un 20 %. Con Cantarell, PEMEX tuvo el cuidado de aplicar estudios permanentes sobre el comportamiento del campo por medio de las áreas de geociencias que van incorporando y analizando progresivamente los datos vertidos durante el proceso de recuperación de aceite con la finalidad de ir adecuando y modificando los pozos. En Cantarell se aplica una intensa labor de reparación o modificación de pozos, si el gas invade el yacimiento, el pozo se profundiza, si el agua empieza a invadir se corrige la posición de los pozos.
No hemos dejado de trabajar con Cantarell, se tienen aproximadamente 20 pozos en desarrollo aquí, es por ello que advierto que la declinación es inevitable, ya no podemos hacer más. Con Cantarell empezamos desde 1979. Lo que me preocupa es que cuando se haga oficial la declinación de Cantarell, se producirá una nueva presión sobre los precios del petróleo, debido a que este campo juega un papel muy importante en la estructura productiva petrolera mundial.

CE: ¿Se pueden encontrar reservas como para sustituir el tamaño de Cantarell?

Ingeniero: Los yacimientos mexicanos de gran tamaño ya se acabaron, ahora la labor es mas difícil, solo queda trabajar con campos muy complejos como Chicontepec, Lakanhuasa y Chiapas, encontrar yacimientos pequeños y reinvertir en los actuales y las aguas profundas. Los hallazgos en el norte de Yucatán se refieren a yacimientos pequeños, debido a que las estructuras geológicas son planas. Es importante considerar que para sustituir la capacidad de Cantarell con este tipo de nuevos yacimientos, que no pasan de los 200 millones, se requerirían unos 20 yacimientos. En este momento solo llevamos tres campos descubiertos. Sin embargo, México tiene la posibilidad de incorporar mas reservas debido a dos razones. La primera se debe a que los trabajos originales de prospección realizados por PEMEX solo abarcaron una profundidad bajo el suelo de unos 5,000 metros, con la nueva tecnología se puede llegar mas profundo y es probable que por allí se encuentren importantes recursos. Las aguas profundas del Golfo de México, son otra frontera que no ha sido explorada con intensidad suficiente, por lo que podemos esperar buenos resultados allí. En el campo de Ku Mallob Zaap se están realizando importantes trabajos de ampliación de la capacidad de producción, el quinto módulo de la planta de nitrógeno ubicada en Atasta, frente a las costas de Campeche, será para intervenir en el mantenimiento de la presión de este campo. Es probable que Ku alcance unos 800 mil barriles de producción en su etapa máxima. Con esta producción se mitigará un poco la caída de Cantarell. El problema con Ku es que el crudo es extra pesado.

CE: Recientemente nos han informado que ya se están preparando para realizar los trabajos de perforación del segundo pozo de aguas profundas, después de Nab-1.

Ingeniero: Vaya, me sorprenden, veo que están informados. Así es, es afirmativo. Después de Nab-1, que tiene un tirante de agua de 681 metros de profundidad, este nuevo pozo exploratorio, que apenas se empieza a hacer, tendrá unos 950 metros de tirante de agua.

CE: Los proyectos en Litoral Tabasco, entre ellos el de crudo ligero, es una importante inversión, después de tiempo de haber sido descubierto los campos. ¿Cuál es el objetivo?

Ingeniero: PEMEX atendió primero los campos de mayor capacidad, como Cantarell y Abkatun. Litoral Tabasco, que se encuentra en la Región Marina Suroeste, comprende un proyecto para la extracción de crudo de mejor calidad, pero con menor volumen de producción, se trata de yacimientos marginales con fuerte inversión de infraestructura. Esta Región abarca los campos de Abkatun, Pol Chuc y Litoral Tabasco.

CE: ¿Qué pasa con los yacimientos de Chicontepec y Lakanhuasa?, se supone que tenían grandes expectativas de ellos en 1980. ¿Por qué se le acaban de reclasificar en el 2003, mas de 9,000 millones de barriles de reservas probadas a “probables” a la Región Norte, donde se encuentran estos campos?

Ingeniero: En el año de 1980 se calculaban en unos 60 mil millones de barriles las reservas en la zona de Chicontepec, pero en 1993 se reevaluaron y bajaron a solo 33 mil millones. Para establecer con precisión el volumen de las reservas de un campo se requiere realizar varios pozos, no se trata de secciones homogéneas como las de un pastel, que son parejas, aquí un estrato sube y baja, por lo que se requiere de un gran trabajo de perforación exploratoria para establecer sus características. Conforme se va integrando la información técnica del yacimiento se va adquiriendo precisión. Los parámetros fijados para la clasificación de las reservas han variado mucho con el tiempo. Los estudios en Chicontepec fueron arrojando los problemas técnicos para su explotación, no son trampas bien definidas allí. Para darse una idea de lo complicado que es la labor en esta zona, hay que tomar en cuenta de que en Lakanhuasa existen cerca de 300 pozos con los que actualmente se producen unos 25 mil barriles diarios, con un costo aproximado de 2 millones de dólares por pozo. En Cantarell, con solo 4 o 5 pozos se produce el mismo volumen de crudo, con un costo aproximado de entre 12 a 25 millones de dólares en total. Cantarell cuenta con aproximadamente 190 pozos, cada plataforma puede tener de 6 a 20 pozos.

CE: ¿Qué hay con Chiapas?, ¿Existen reservas?

Ingeniero: Hay yacimientos en la región con reservas de crudo ligero, pero también se trata de estructuras complejas, aunque son mas rentables que los de Chicontepec. Pero en Chiapas existen restricciones ambientales que no permiten el desarrollo tan profuso.

CE: ¿Esto que le pasa a México, se repite en el mundo?

Ingeniero: Así es, y lo más crítico es que los gobiernos están mal informados. Hay que tomar en cuenta que todas las cuencas sedimentarias del mundo, en tierra firme, han sido exploradas, solo las aguas profundas y las regiones polares son las que quedan por explorar. La industria petrolera mundial, además enfrenta un problema crítico con la producción de acero, la fabricación de instalaciones se está viendo afectada.

CE: ¿Qué opina de las vastas reservas de arenas asfálticas de Alberta en Canadá y de las reservas de petróleo súper pesado de la faja del Orinoco?

Ingeniero: Las arenas no producirán los volúmenes necesarios de petróleo, con las terribles consecuencias ambientales.

CE: Estados Unidos ya está trabajando en las aguas profundas del Golfo de México, su tecnología los ha llevado a lograr infraestructuras de la talla de las plataformas Mad Dog y Thunder Horse, ¿son un ejemplo para México?, ¿Cómo visualiza los resultados de EU ahora?

Ingeniero: La producción de esas plataformas a pleno rendimiento será hasta dentro de unos 3 años, a ellas se pueden acoplar hasta unos 21 pozos, pero ese tipo de proyectos no son muchos, las dificultades aumentan conforme se incrementa el tirante de agua, y el grado de acierto se reduce significativamente.

CE: La producción de Estados Unidos, Noruega, Inglaterra y de varios más países, está declinando, ¿Quién sigue, Arabia Saudita o México?

Ingeniero: México.

CE: De Arabia Saudita, ¿qué opina?

Ingeniero: No creo que en este momento tengan más capacidad, en una reunión a principios de año, altos ejecutivos de Estados Unidos se reunieron con la gente de la Saudi ARAMCO y las conclusiones es que no están en la capacidad de producir más, están bombeando a tope.

CE: El mundo consume al día 84 millones de barriles de petróleo, ¿es cierto este dato?

Ingeniero: Sí, es correcto.

CE: ¿Cuál, según su opinión será el techo máximo de producción del mundo?

Ingeniero: De entre 85 y 90 millones, no se podrán producir más barriles de petróleo.

CE: Si se invirtiera a toda velocidad en México, cual sería su capacidad máxima de producción de petróleo, ¿6 millones, 7? ¿seríamos como Arabia Saudita?

Ingeniero: No creo que la capacidad de México, ni con las circunstancias en que plantean el nivel de inversión pueda llegar a producir mas de 4.5 millones diarios. No seremos Arabia Saudita ni en el mejor de los casos. Como están las cosas, veo difícil siquiera alcanzar las metas fijadas para este año.

CE: Recientemente se incorporó el suministro de petróleo a Europa a través del oleoducto BTC, ¿Es importante para la capacidad mundial?

Ingeniero: Es tan solo un paliativo.

CE: ¿Qué propondría si en sus manos estuviera la decisión estratégica del plan petrolero del país?

Ingeniero: Hacer un alto para realizar estudios que establezcan el factor óptimo de recuperación de aceite, la velocidad a veces no va de la mano de la cantidad. Hoy existe mucha presión para sacar todo el crudo que se pueda, mañana no se sabe. Por un lado el fundamento es que las instalaciones marinas tienen una vida media de 25 años de utilidad, por otro los compromisos y el precio del petróleo. Además propondría la inversión en energías alternativas aumentando el costo de la gasolina, y con los excedentes de ese dinero, impulsaría el desarrollo de esa infraestructura. Necesitamos darle una nueva visión de la realidad a nuestros hijos, es mejor que aprendan a andar en bicicleta que en carro.

CE: Gracias por su tiempo Ingeniero.

Al final de la reunión se le entregó el documento “El mundo ante el cenit del petróleo” y un ejemplar del libro “El fin del petróleo” de Paul Roberts.