¿Qué puede esperarse, razonablemente, de la región del Cinturón Plegado Perdido?

Si utilizamos el método analógico, puede ser útil una revisión cuidadosa de lo que se ha descubierto del lado gringo, en la misma área, considerando no sólo los campos más cercanos, sino todos los descubrimientos, incluso también los ubicados a varios cientos de kilómetros al Norte y al Noreste.

Si seguimos ese criterio, tenemos los siguientes cuatro complejos:

1) El grupo en el que la compañía Shell es operadora comprende tres campos: Great White, Tobago y Silvertip. El primero inició su producción en abril de 2010 y el segundo en 2011. Silvertip permanece aún sin iniciar operaciones. El dato clave es que las instalaciones de proceso y transporte tienen una capacidad de producción de 100 mil barriles diarios de aceite, más 20 mil barriles de gas natural, expresados como crudo equivalente. Se trata de cifras suficientes para definirlas como correspondientes a un yacimiento gigante, es decir, “capaz de aportar 100 mil barriles diarios, por lo menos durante un año”.

2) Más distante, a unos 250 kilómetros al Noreste, se encuentran otros dos campos, cuyo operador es Petrobras: Chinook y Cascade. El primero arrancó operaciones en marzo pasado y Cascade inició producción apenas en septiembre (información de Gustavo Amaral, vicepresidente de Petrobras America’s Upstream, publicada en el último número de Offshore Engineer).

La explotación de ellos se realiza empleando, por primera vez en Estados Unidos, un barco de carga, mezcla y exportación llamado FPSO, por su sigla en inglés. Su capacidad de proceso es de 80 mil barriles diarios, es decir, menor a la del complejo de Shell, cercanas a la frontera con México, lo que no implica regatear su importancia.

3) El tercer grupo lo forman campos donde Chevron es el operador: comprenden Jack y St Malo. El primero parece ser el más grande de los descubrimientos recientes en las aguas estadunidenses, según George Kirkland, vicepresidente de la empresa. Las instalaciones de proceso tendrán capacidad para producir 170 mil barriles de crudo, con posibilidades de expansión que podría llegar a 200 mil barriles. Sin embargo, Jack es un pozo en ambientes de muy altas presiones, que implican desafíos extremos. Nuestra hipótesis es que lo anterior ha demorado el inicio del proyecto de explotación que tiene ya más de seis años sin poderse concluir.

4) Finalmente tenemos el grupo en donde British Petroleum es la operadora: comprende los campos Tiber y Kaskida. Andy Inglis, oficial ejecutivo en jefe de British Petroleum, afirmó que Tiber es un campo gigante, pero la consultoría Wood Mackenzie ha revelado datos que desmienten el optimismo: “queda mucho trabajo por hacer para confirmar el tamaño…”;?y agrega que “la producción en profundidades extremas, a muy altas presiones y temperaturas, es extremadamente desafiante, y es poco probable que el campo se encuentre en operación hasta la segunda mitad de la próxima década”. Esto quiere decir que no puede adelantarse ninguna cifra sobre su potencial (véase Financial Times, de septiembre de 2009).

En resumen y por analogía, en este momento lo que podría esperarse en el escenario más optimista es que Pemex podría aumentar su producción de crudos alrededor de 350 mil barriles diarios de aceite, equivalentes a los que tendrán, en el pico, los proyectos de Shell, Petrobras y Chevron, en el sector estadunidense. Desde luego, esa producción será para más allá de 2020.

El futuro inmediato

Pemex había construido en el último sexenio, con investigación sísmica, una cartera de 30 localizaciones de perforación. Ahora ya reformuló el programa para aguas profundas pretendiendo perforar quince nuevos pozos entre 2013 y 2014, reconcentrando toda la actividad sólo en dos áreas: Perdido y Catemaco.

En conclusión, por los montos invertidos, la exploración en las aguas profundas del Golfo de México fue el proyecto estelar en el sexenio del presidente Calderón, y seguirá siéndolo en el gobierno de Peña Nieto.

Fabio Barbosa
Fuente
Contralínea (México)