En 2016, a pesar del desplome de la perforación y de la caída de la inversión, Petróleos Mexicanos (Pemex) logró, a lo largo de todo el año, una producción estabilizada en alrededor de 40 mil barriles diarios en Chicontepec. El objetivo de estas notas es ofrecer algunas reflexiones, pues esa área contiene recursos en el subsuelo que se espera contribuyan a la oferta futura, así que también se pretende suscitar el interés, al menos de los amigos veracruzanos, para que nos acompañen en el monitoreo de las actividades recientes ahí.

El también llamado Proyecto Aceite Terciario del Golfo alcanzó en 2012 un pico de producción con 70 mil barriles diarios, pero ese logro tuvo un costo muy alto: se perforaron, sólo entre 2008 y 2012, la escandalosa cifra de 2 mil 648 pozos; en el pico, casi 800 pozos anuales. Se consideraba que había una relación directa entre el número de perforaciones y la magra elevación de barriles producidos. Sólo mencionaré que decenas de veces he escuchado el planteamiento de que sólo ha sido negocio para las grandes empresas contratistas, como Schlumerger, Halliburton, Watherford, entre otras.

En 2016, en Chicontepec sólo se perforaron 11 pozos, 70 veces menos. Si la producción dependiera sólo de los nuevos pozos se esperaría una caída de proporciones semejantes, pero, como repetimos, la producción en 2016 se mantuvo en alrededor de 40 mil barriles. La pregunta es ¿cómo se mantiene ese nivel de extracción con tan pocos pozos perforados?, ¿qué técnicas permiten alargar la longevidad de los pozos?

En miles de pozos, contabilizando los de antes y después del auge, se ha realizado fracking que, como se sabe, requiere millones de dólares, costos que corrían a cargo de Pemex; pero apenas comenzó el sexenio de Enrique Peña, se inició un cambio abrupto: en mayo de 2013, la Secretaría de Hacienda anunció que le cortaba al proyecto el 40 por ciento del presupuesto, que en diciembre de 2012 ascendía a 29 mil 674 millones de pesos y que quedó reducido a 17 mil 635 millones. Luego vinieron otros recortes, y para 2016 el presupuesto se ubicó en alrededor de 9 mil millones de pesos, es decir, en relación al “auge” de 2012 ha perdido dos tercios aproximadamente.

Escribí enfatizando que el giro fue “abrupto” porque he seguido muy estrechamente la actividad en los bloques y he constatado que algunas contratistas tenían pozos ya comenzados para ser frackeados y, sorprendidos, ya sólo pudieron terminarlos en los meses siguientes, algunos hasta agosto de ese mismo año de 2013. Al mismo tiempo, miles de trabajadores también fueron despedidos. Hay muchos temas que discutir pero lo que queremos focalizar en este análisis es el comportamiento de la perforación y la producción aceitera.

En el cuadro uno presentamos la producción de Chicontepec desde 2000, para observar el comportamiento en las etapas de auge y en la de la crisis.

El gobierno de Fox

Durante la dirección en Pemex del ingeniero Raúl Muñoz Leos –en el gobierno de Vicente Fox–, cuando se inició el funcionamiento a partir de proyectos de un plan de negocios, se emprendieron dos proyectos: uno para agua fría, Tajín y Furbero, y otro más al Norte, para Amatitlán y los pozos Vinazco. En ese entonces se conocía la complejidad geológica del área, pero no se había enfrentado en concreto, con diversos recursos tecnológicos; prevalecía el planteamiento de que bastaba la perforación masiva. Las expectativas fracasaron: el mismo presidente Fox había presumido que se lograría una producción de 1 millón de barriles diarios, pero al concluir su sexenio apenas se lograron 23 mil barriles al día (no es el único caso, a estas sobrevaloraciones las hemos llamado “fantasías a las que se entregan los políticos”).

Sexenio de Calderón

En este periodo, la caída de la extracción en Cantarell ya era incontrolable y Chicontepec se convirtió en una de las alternativas principales para revertir esa caída. Al proyecto se le denominó Aceite Terciario del Golfo y su presupuesto se elevó más de cinco veces. La producción se multiplicó más del ciento por ciento y, repetimos, se incrementó en 2012 a casi 70 mil barriles diarios, pero otra vez muy debajo de lo esperado.

Comportamiento de la produccion en la crisis

El cuadro 1 nos muestra que desde el primer año de Peña la producción empezó a caer: en 2013, con suavidad porque, como ya explicamos, muchos pozos de Halliburton y de Weatherford estaban iniciados. En 2014, perdió 20 mil barriles; y entre 2015 y 2016, sólo 2 mil. A la fecha, ha perdido 40 por ciento, pero mantiene 60 por ciento en relación al pico.

Si las perforaciones se han desplomado, ¿cómo se sostiene la producción actual? Probablemente la respuesta la ofrece, por lo menos en parte, el cuadro 2, que muestra que en el pico, cuando se tuvo la producción máxima en el ATG, operaban 2 mil 576 pozos, y en la crisis se ha perdido un número relativamente pequeño de 352 pozos, que equivale al 14 por ciento.

Así, adelantando conclusiones, quizá podríamos sostener que la perforación y el fracking no son los únicos factores que explican la producción en el pico, sino que también contribuyen una variedad de recursos de la tecnología petrolera. El ingeniero Antonio Narváez, quien ha realizado amplios estudios al respecto, sostiene, apoyado en una selección de los 23 pozos horizontales y multifracturados más productivos, que sólo contribuyeron con el 11 por ciento de la producción incremental.

Los factores decisivos son las tecnologías que permiten aumentar la longevidad de algunos pozos, destacadamente un amplio sistema de bombeo, principalmente el mecánico y el neumático así como plantas de calentamiento del crudo ultra pesado, que operan en Papantla.

Para concluir, en el cuadro número 3 intentamos un examen del comportamiento específico por bloques, que permite observar que, a pesar de la crisis, el bloque Coapechaca ha mejorado en un 30 por ciento, elevando su producción de 5.5 miles de barriles diarios en 2012 a 7.1 mil en 2016.

Las caídas más grandes se presentan en Corralillo, que ha perdido el 75 por ciento de la producción que tuvo en el pico. El pozo Presidente Alemán ha perdido alrededor del 60 por ciento, y el Tajín y Remolino han disminuido en 50 por ciento, respecto al pico.

Los contratistas privados en Chicontepec

Finalmente recordemos que el área de Chicontepec ya se encuentra parcialmente privatizada (en un 25 por ciento, aproximadamente). Ésta área se ha dividido en 29 bloques; de ellos, seis fueron licitados en este gobierno del presidente Peña en el esquema de los contratos integrales de exploración y producción. Éstos son Miquetla, Humapa, Amatitlán, Soledad, Miahuapan y Pitipec.

La estadística oficial sólo muestra información del primero, Miquetla, operado por Diavaz. El silencio sobre los otros cinco puede tener diversas lecturas: puede inferirse que obedece a que no hay cambios o producción significativas, es decir, los bloques que todavía mantiene Pemex son los únicos que reciben inversión; pero viendo la última fila del cuadro 3 –que corresponde al renglón “otros” y que presenta información agregada de 11 bloques–, también puede interpretarse como que una o varias de las empresas privadas, sin esperar la plena recuperación internacional de los precios del aceite, han reanudado el fracking en Chicontepec, así sea en la escala limitada de los 11 pozos de 2016.

En una visita a la región, conocimos información sobre las primeras perforaciones de Halliburton como contratista, incluso nos dieron las cifras de la producción inicial: 400 barriles diarios, pero esperaremos a la publicación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, quien está obligada a informar de las autorizaciones que la reguladora otorga.

Canadiense Renaissaice Oil Corp anuncia perforaciones en Amatitlán

Finalmente concluimos con otro indicio de una posible reanimación de las perforaciones en Chicontepec: en enero de este 2017, la empresa canadiense Renaissaice Oil Corp publicó un interesante documento sobre sus actividades en México: “Growing with Mexico in a new era of energy reform”, presentado en Vancuver. En éste anuncia su reciente sociedad con la rusa Lukoil para el desarrollo del bloque Amatitlán. Además refiere que se encontraba preparando un programa de perforación inicial, para este mismo año, adelantando que no sólo van con el objetivo de las arenas terciarias del ATG sino también dispuestos a perforar en busca de lutitas.

Sus expertos consideran que “el área Amatitlán tiene el potencial para ser el próximo primer prospecto mundial en las formaciones shale, como consta en su publicación (“potential to be world’s next premier shale play”). Por todo esto desprendemos la necesidad de estar atentos a las actividades en Chicontepec

Fabio Barbosa