México - GBR

la inversión en aguas poco profundas:
“Tenemos reservas de gran calidad
y la roca no es muy compleja”. El 6
de enero de 2009, Ku-Maloob-Zaap
superó en producción a Cantarell por
primera vez, gracias a una producción
de 822.000 barriles, frente a los 811.000
de Cantarell ese mismo día. De ahí
que se estén dedicando esfuerzos a
los depósitos satélite recientemente
encontrados en Ku-Maloob-Zaap:
Ayatsil y Pit. También se está dando
preferencia al complejo Crudo Ligero
Marino, en tierra y aguas poco
profundas del estado de Tabasco, con
el objetivo de mantener la producción
de petróleo ligero en torno a un millón
de barriles por día.
La cuenca de Chicontepec es
actualmente el objetivo principal de
las actividades de E&P de Pemex.
Se espera que esta zona compense
el declive en la producción de
Cantarell en el corto y medio plazo.
Recientemente se hizo público que
la cuenca contiene unas reservas
estimadas de 139 mil millones de
barriles; sin embargo, con la actual
tecnología y una tasa de recuperación
prevista del 7%, Pemex sólo podrá
extraer unos 18 mil millones de
barriles de Chicontepec durante los
próximos 30 años. A pesar de ello,
los planes de E&P siguen firmes y la
estatal prevé perforar más de 16.000
pozos en la zona durante los próximos
cinco años.
La clave de Chicontepec
Chicontepec es una zona difícil de
explotar debido a la complejidad de
la geología y la dureza de la roca, que
dificulta las labores de perforación.
Extraer petróleo de una cuenca de
3.800 km² es tanto más complicado en
cuanto que la densidad de población
es muy alta, y dicha población incluye
numerosas comunidades indígenas. El
desarrollo de la zona, interrumpido
a principios de los 80, es ahora de
enorme importancia para Pemex y
cuenta con luz verde, a la vista del
debilitamiento de Cantarell y de que
el reservorio de Chicontepec ha sido
comparado con otros encontrados en
Arabia Saudí. Sin embargo, la estatal
no cuenta con la tecnología para
explotar estas reservas a unos niveles
aceptables.
Es por ello que Pemex está
Héber Cinco Ley, director general del
Instituto Mexicano del Petróleo.
trabajando mano a mano con el
Instituto Mexicano del Petróleo (IMP)
y con otras empresas multinacionales
del sector de servicios, para aprovechar
al máximo cualquier nueva tecnología
que llegue al mercado. El Dr. Héber
Cinco Ley, director general del IMP,
da más detalles: “Actualmente la tasa
de recuperación es del 7%. Tenemos
que encontrar la manera de aumentar
esa cifra, y llegar al doble como
mínimo”.
Para lograr este objetivo, el IMP
ha recibido importantes fondos de
parte del gobierno central: “Desde su
fundación, el IMP nunca ha recibido
dinero del gobierno, únicamente
Pemex nos pagaba directamente por
nuestros servicios. Ahora, gracias a
la reforma energética, vamos a recibir
fondos de investigación del gobierno,
que este año serán de 30 millones de
dólares”, apunta el Dr. Cinco Ley.
Las empresas Schlumberger y
Weatherford han logrado contratos
para el desarrollo de pozos en
la zona. Schlumberger superó a
Weatherford, Halliburton y Baker
Hughes con una oferta de 690
millones USD por el paquete ATG
3, que incluye el desarrollo de 500
pozos. A continuación, Weatherford
se hizo con el paquete ATG 4 por
648 millones USD, por delante de la
mexicana Industrial Perforadora de
Campeche. ATG 4 también incluye
500 pozos, y es el tercer contrato de
Weatherford en esta área. El año
pasado la empresa logró dos contratos
por un valor total de 870 millones
USD, para perforar unos 600 pozos,
aunque Pemex tuvo que multar a la
multinacional por incumplir plazos en
ambos contratos, en tanto que algunos
competidores acusan a Weatherford
de haber subestimado los costos y las
dificultades técnicas de perforar en el
área licitada en el paquete ATG 4, al
tiempo que aseguran que la empresa
tendrá que recortar sus márgenes
de beneficio en las actividades de
perforación en la zona.
Aguas profundas
Si bien la cuenca de Chicontepec es
fuente de numerosos desafíos, Pemex
espera que pueda proveer suficiente
crudo hasta que se logre desarrollar
la exploración y producción en aguas
profundas. En este sentido, Carlos
Morales indica que las nuevas reservas
en aguas profundas van a necesitar
mucha inversión por parte de Pemex.
Es improbable que la estatal encuentre
reservorios como el de Cantarell, más
bien todo apunta a que se encontrarán
pequeños depósitos que requerirán
mucha actividad y un flujo continuado
de inversión: “No debemos olvidar que
estamos en el Golfo de México, que
compartimos con los Estados Unidos
de América. Podríamos beneficiarnos
de la experiencia estadounidense
en su parte del Golfo, y acelerar
nuestros procesos”, recuerda Morales.
El desafío está en que, aparte de que
estas reservas en aguas profundas
tardarán al menos siete años en poder
ser explotadas (y esto de acuerdo a
las predicciones más optimistas), no
está claro que los contratos basados
en la eficiencia que Pemex debe
sacar a flote hacia finales de año
proporcionen suficientes beneficios
para atraer a las grandes empresas
estatales extranjeras y multinacionales
que poseen la tecnología para explotar
dichas reservas.
Luis Miguel Labardini, socio de
Marcos y Asociados, una consultora
especializada en energía, explica
este problema: “Los incentivos
contemplados por los nuevos contratos
tendrán que tomar en consideración
que cada operador tiene un costo
de oportunidad respecto al costo
invertido, y ese costo de oportunidad
tendrá que compensarse de una u otra
manera, aunque la Constitución no
permite al gobierno mexicano ni a
Pemex vincular sus compensaciones
al valor o volumen de la producción,
o al descubrimiento de petróleo”.
Por tanto, es probable que Pemex
y el gobierno mexicano tendrán