Aguas profundas, ¿para cuándo?

Antonio Gershenson

gershen@servidor.unam.mx

Aguas profundas, ¿para cuándo?>
Para evaluar en todo su alcance el absurdo del discurso oficial en el sentido de que “no nos queda de otra” que ir a perforar a las aguas profundas en busca de petróleo, y con compañías extranjeras, vamos a empezar por el ciclo de vida de los campos petroleros.

Primera etapa, evaluación del potencial. Durante la misma, se llevan a cabo estudios del terreno, sin perforar todavía, sino con la intención de identificar zonas en las cuales perforar. Uno de los estudios más empleados es el que se basa en sismografía, provocando vibraciones que a su vez se reflejan en las diferentes capas del subsuelo, con una especie de radiografía de lo que hay ahí abajo. Los resultados directos de la sismografía deben ser procesados, lo cual toma su tiempo. Esta etapa ha sido alcanzada en todas las zonas ya delimitadas: Norte, Sur, Zona Marina Noreste y Zona Marina Suroeste. Es la única etapa que se ha iniciado en una parte de las aguas profundas.

Segunda etapa, inicio de la incorporación de reservas. Esta incorporación está en marcha en las cuatro zonas mencionadas. Todas las reservas probadas, probables y posibles están en estas zonas. Esto se puede comprobar, pues la suma de las reservas de las cuatro zonas es igual a las reservas totales, en cada una de sus categorías. En esta etapa, la perforación es indispensable.

Tercera etapa, caracterización inicial y delimitación. La delimitación incluye la perforación de pozos en el contorno de los ya perforados, para ver hasta dónde llega el petróleo, en lo horizontal y también en la profundidad. Este proceso conduce a la comprobación de reservas.

Cuarta etapa, desarrollo. En este periodo, ya hay producción, creciente, sin embargo todavía en montos inferiores a los esperados. Pueden pasar años hasta que se llegue a la siguiente etapa.

Quinta etapa, producción. Ya hay un nivel relativamente estable en la producción petrolera, aunque pueda tener fluctuaciones.

Sexta etapa, declinación. En ella, hay una declinación sostenida, que culmina con el abandono por incosteabilidad económica.

Si se decide emprender a fondo el desarrollo de áreas de aguas profundas (que todavía no existen, no hay regiones como las que conocemos en aguas a menores profundidades), habría que recorrer casi toda la primera etapa y la totalidad de las siguientes. Pueden, fácilmente, pasar más de 10 años antes de que se tenga una producción digna de ser tomada en cuenta. Sobre todo, si consideramos que en aguas profundas es común que un equipo de perforación no nos permita tener más de una horadación al año. Además, el costo y el tiempo son mayores para instalar infraestructura, por la mayor distancia a la tierra firme.

Si esas inversiones se orientan a zonas menos profundas, de las que hemos hablado en artículos anteriores, los resultados serán mucho más cercanos en el tiempo. Incluso si se perfora en la franja que va de 200 a 500 metros de profundidad, en la que se puede perforar con plataformas semisumergibles, que Pemex ya ha usado con otros propósitos y podría hacerlo para perforar, nos tardaríamos menos en llegar a una escala de producción, porque las perforaciones no requieren tanto tiempo como en las aguas profundas, y porque están más cerca de las costas y por lo tanto requieren menos tiempo y trabajo para infraestructura.

Hay que señalar que ahora no hay soluciones inmediatas. La negligencia de los tecnócratas ha evitado que se regrese a zonas que se abandonaron para llevarse los equipos a la Sonda de Campeche, o por otras razones. La producción nacional de crudo empezó a declinar desde 2005; 2004 fue el año de mayor producción. La declinación ha sido cada vez mayor. Pero prefirieron, primero, ocultar el problema, y luego proponer salidas falsas. Desde entonces se debió iniciar el trabajo en gran escala en zonas de profundidad intermedia, y en zonas que por diversas razones se dejaron de lado.

Lo más notorio ha sido la declinación del yacimiento Cantarell, el mayor del país, en la región marina Noreste (RMNE). Pero en las otras regiones también declinaba la producción, no había compensación ni siquiera parcial. La producción del cacareado Chicontepec no ha alcanzado ni siquiera para que suba la de la región Norte, en la que está; el promedio de 87 mil barriles diarios de crudo en 2007, a principios de 2008 sigue igual. Y esta producción es 3 por ciento de la de todo el país.

Dentro de la RMNE, todo se apostó al yacimiento Ku-Maloob-Zaap (KMZ). En este campo el crudo es todavía más pesado que en Cantarell. Y es una solución parcial y de corto plazo. En 2007, compensó sólo un tercio de la declinación de Cantarell. Se calcula por funcionarios que el KMZ llegará a su máxima producción, que según ellos sería de 800 mil barriles diarios, en 2010, y entonces iniciaría su declinación, que se sumaría desde 2011 a la de Cantarell. Las mismas fuentes estiman el ritmo de declinación promedio de Cantarell en la próxima década en 14 por ciento anual.

¡Y a esa situación crítica, que no tiene salida real en el corto plazo, se pretende responder entregando el petróleo a empresas extranjeras, y gastando un dineral en desarrollar futuras explotaciones en aguas profundas, con resultados muy dudosos para dentro de más de 10 años!

http://www.jornada.unam.mx/2008/03/02/index.php?section=opinion&article=021a1pol