Golfo, prioridad para Pemex

Los campos (o activos) ubicados en el Golfo de México son la prioridad para Pemex en la ronda cero. Allí se encuentran los proyectos de aguas profundas más importantes de la paraestatal, los que tienen el mayor potencial de producción de crudo ligero (o aceite) y gas, y los que han significado la mayor inversión desde 2008.

Sin embargo, son también los más atractivos para la inversión extranjera, y por ello hay dudas en la paraestatal de que la Comisión Nacional de Hidrocarburos dictamine a su favor para conservarlos al cabo de la ronda cero que deberá concluir antes del 21 de marzo.

"Hay un debate en torno de los campos de aguas profundas. Según Pemex, ya tiene pozos potencialmente productores, pero será más difícil acreditar su capacidad para la explotación", dice Miriam Grunstein, investigadora del CIDE.

Pemex pedirá todo, dice. "De hecho ya presentó solicitud para la asignación de 300 campos", de 449 que actualmente explota. "Quiere todo, aunque sea en aguas profundas, porque ya tiene cuatro plataformas y perforó cuatro pozos, aunque se requieren decenas más", explica.

Fluvio Ruiz, consejero de Pemex, justifica que Pemex solicite a la CNH conservar todos sus campos y "sin duda en los eventuales yacimientos transfronterizos el operador tendrá que ser Pemex".

La empresa, dice tiene la capacidad para conservar "todo", incluidos los pozos en aguas profundas del norte y sur del Golfo de México.

"Los artículos transitorios de la reforma establecen que se va para Pemex todo donde produce y, a mi juicio, lo que estamos explorando también. Son inversiones muy importantes y Pemex debe conservarlo todo", advierte.

Argumenta que, dado el poco tiempo que el Congreso otorgó a Pemex para elaborar la solicitud de los campos que quiere conservar, "lo razonable" es que se mantenga en todo, y "más adelante veremos si buscamos una alianza".

Grunstein, a su vez, considera que las oportunidades de la paraestatal se concentran en los campos en aguas someras y en tierra, que se localizan en la sonda de Campeche, el litoral de Tabasco y en la plataforma continental de Veracruz.

"Son de menor riesgo financiero y en los que ya tiene inversiones sustantivas", explica la especialista.

Con ella coincide Arturo Carranza, analista de firma Solana, quien también descarta la posibilidad de que Pemex mantenga sus campos en aguas profundas.

"Lo que se prevé en ese tema es que Pemex incursione gradualmente y mediante alianzas para asimilar la tecnología y poder ponerla en práctica", explica.

Esas alianzas, afirma, "sin lugar a dudas serían con empresas trasnacionales".

Grunstein explica que cabe la posibilidad de que Pemex, desde la ronda cero, proponga asociaciones, pues la Constitución no especifica que deba ir solo. "Eso, sin embargo, significaría que no habría licitaciones, lo que puede enviar una mala señal al mundo".

Pemex apuesta por esa posibilidad, dice, y "parece que ya se acercó a legisladores del PRD para que ellos empujen en las leyes secundarias que pueda asociarse".

Carranza y Grunstein también mantienen reservas en torno de Chicontepec. "Es un campo en el que han invertido mucho, hay pozos productores y acaban de adjudicar contratos de muy largo plazo con empresas de servicios, según el esquema de nuevos modelos de ejecución", explica Grinstein.

No obstante, dice Carranza, "Pemex ha tenido que reducir allí su inversión, por no tener la tecnología más adecuada para explotarlo".

Cantarell, por su parte, será uno de los seguros, explican fuentes de Pemex, quienes advierte que todavía tiene mucha potencia, aun cuando ha habido una mala administración técnica de su explotación, afirman.

 CONCLUYEN ETAPA

De acuerdo con fuentes de la paraestatal, Pemex ya concluyó la etapa de recopilación de información de todos sus campos. Ingenieros responsables de recabar los expedientes aseguran que la CNH ya tiene en su poder los detalles de los campos más importantes.

Afirman que en las últimas semanas se han entrevistado constantemente con los comisionados para explicar los pormenores de los proyectos, especialmente los que se encuentran en aguas profundas.

Aseguran que en la CNH hay escepticismo respecto de la capacidad de explotación de los pozos en aguas profundas, aun cuando ya se comprobó la existencia de aceite (o crudo ligero) en 5 de los 6 pozos de la región Norte del Golfo de México, y de gas húmedo en la región sur.

Ya en 2012 la CNH se opuso a la exploración de pozos como Lakach, el proyecto de gas húmedo más importante para Pemex en aguas profundas, que se encuentra en la zona conocida como Cinturón Plegado de Catemaco.

En su dictamen, la comisión consideró que la solicitud de Pemex para la explotación de Lakach no contenía "el nivel de madurez dentro de la fase de diseño para un proyecto de aguas profundas ni cubre los elementos suficientes para el otorgamiento de recursos financieros para su ejecución".

La paraestatal, no obstante, argumentó en su momento que "hay muchas pruebas" de que Lakach es rentable.

 ZONA DE MAYOR POTENCIAL

No obstante, los campos de producción de hidrocarburos más importantes para Pemex se encuentran en la región Norte del Golfo de México. Esta es la zona con el mayor potencial de producción en el país y aloja los seis pozos de aguas profundas del proyecto Área Perdido.

Estos pozos son: Trión-1, Supremus-1, Maximino-1, Vespa, Pep-1 y Exploratus-1. Con excepción del Pep-1, todos reportan presencia de hidrocarburos, de acuerdo con el reporte de producción que Pemex entregó a senadores del PRD a principios de febrero.

La información sobre esta zona ya está en manos de la CNH para su evaluación, informaron ingenieros que participan en la integración de los expedientes para la ronda cero, y que han presentado a los comisionados y sus equipos técnicos los detalles de cada uno de los pozos que integran el yacimiento conocido como Cinturón Plegado Perdido.

En esa zona Pemex ha invertido 127,783 millones de pesos. De esa cifra, 127,006 millones se utilizaron para planeación estratégica y 777 millones para la parte operativa.

Este yacimiento se extiende en 26,892 kilómetros cuadrados, se ubica frente al litoral de Tamaulipas, dentro la zona exclusiva económica del Golfo de México y colinda con la frontera de Estados Unidos al norte y con el proyecto Golfo de México Sur, al oriente y al sur.

La zona está protegida por el acuerdo transfronterizo México-Estados Unidos para aguas profundas, lo que impide a aquel país rebasar la frontera marítima.

Pemex tiene previsto perforar allí 47 pozos exploratorios en un período de 15 años, de 2012 a 2026); adquirir 3,000 kilómetros de información sísmica 3D; obtener 68 estudios geológicos, dos geofísicos (uno de sísmica 3D y uno electromagnético) y 44 geofísico-geotécnicos para apoyar la perforación.

De acuerdo con información del Instituto Mexicano del Petróleo, este campo tiene recursos prospectivos de aceite ligero y gas asociado con un volumen que va de los 2,202 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) a los 8,995 mmbpce.

Esta será la zona más atractiva para las petroleras extranjeras si la CNH decide abrirla a la licitación, dicen expertos del IMP.

En su reporte de resultados al consejo, en octubre de 2013, en entonces subdirector de Planeación y Evaluación de Pemex -y ahora director de Pemex Exploración y Producción-, Gustavo Hernández, dio cuenta de la importancia de la región Norte para la paraestatal.

De acuerdo con la versión estenográfica de la conferencia telefónica que ofreció al consejo, el funcionario dijo: "Quisiera destacar dos avances de gran relevancia para Pemex en aguas profundas". Habló del descubrimiento de aceite ligero en el pozos Maximino 1, y de la terminación del Pozo Lakach 21, el primero que se desarrolló en aguas profundas.

Dijo: "El pozo Maximino 1, del Proyecto Área Perdido y con un tirante de agua de 2,919 metros --lo que lo califica como un pozo en aguas ultraprofundas--, se encuentra actualmente en proceso de evaluación de reservas".

Maximino 1, dijo, junto con Trión 1 y Supremos 1, "confirman el potencial de aceite en Perdido".

Hernández informó también que "otro avance de gran relevancia" para Pemex en aguas profundas fue la terminación del pozo Lakach 21, que es el primer pozo de desarrollo en aguas profundas en México".

Explicó que Lakach es un campo de gas no asociado, con una reserva total de 850,000 millones de pies cúbicos de gas. "Se espera iniciar la explotación del campo Lakach hacia finales de 2014".

A principios de 2014, Pemex perforó el pozo Exploratus-1 y de nuevo encontró aceite -o crudo ligero-- a una profundidad de 2,500 metros.

En la región Sur del Golfo de México también se encuentra uno de los pozos de gas húmedo más importante: Kunah, así como los pozos Lakach-1 y Lakach-2. Todos forman parte del activo (o campo) Holok-Temoa.

Pemex tiene actualmente 9,876 pozos -6,533 de crudo y 3,343 de gas no asociado-- organizados en 4 regiones: Marina Noroeste, Marina Suroeste, Sur y Norte.

La región Norte concentra la más alta producción de crudo al año, con 19,013.7 millones de barriles en 2013.

Pemex quiere esa zona del Golfo, pero la última palabra la tienen la CNH y la Secretaría de Energía, que deben asignar los campos a Pemex, en septiembre.

"La ronda cero es el gran momento de México", dice Grinstein. Sólo espero, agrega Ruiz, que la prioridad sea fortalecer Pemex".