Excelsior.com.mx. Petróleos Mexicanos ejercerá en 2017 inversiones de US$6.000 millones en el yacimiento de Cantarell, para la implementación del proceso de “doble desplazamiento” que permita mantener al menos por diez años más los niveles de producción que registra actualmente.

Miguel Ángel Lozada, administrador del yacimiento de Pemex, dijo que el mencionado proyecto pretende liberar al menos 1.000 millones de barriles de crudo que están “atrapados” por agua en los pozos.

“Es un proyecto en el que se pretende llevar el contacto agua-aceite a la parte sur del campo, es decir, a su posición original, pues deberán moverse al menos 600 metros de su posición original. Para ello se requiere producir agua, tratarla y tirarla al mar, para lo cual hay que implementar tecnología, instalar plataformas para operar pozos con el objetivo de producir más aceite”.

El directivo asegura que a dicho proyecto se le conoce como “doble desplazamiento”, pues se busca que el aceite que está atrapado en el yacimiento, en zonas invadidas por agua, pueda ser liberado.

Cabe mencionar que actualmente Cantarell mantiene un constante declive desde hace diez años, cuando alcanzó su pico de producción, sin que hasta el momento pueda revertirse, es por ello que al término de los primeros cinco meses del año una extracción promedio de apenas 351.000 barriles por día.

Es así que la inversión de US$6.000l millones, ejercidos entre 2017 y 2018, serán destinados a la perforación de pozos e instalación de infraestructura de producción, plantas deshidratadoras y de tratamientos de agua.

“Eso nos va a asegurar el liberar esos mil millones de barriles adicionales que de otra manera no los tendríamos, porque ese aceite estaría atrapado, ése es el volumen total que podemos recuperar con este proceso”, dijo.

Pemex Exploración y Producción ha invertido al menos cuatro mil millones de pesos (US$308 millones) en los trabajos para la exploración del potencial de shale gas en México, destinado a la perforación de pozos y compra de sísmica para reconocer el potencial de hidrocarburos con el que se cuenta, principalmente en el norte del país.

Entrevistado al término de su participación en el foro México Oil&Gas Summit, mencionó que con la aplicación de este proceso se podrán producir al menos 100.000 barriles diarios de crudo en el campo Cantarell. Sin embargo, este volumen no aumentará de manera significativa la explotación del campo, sino que sólo permitirá mantener los niveles que registra, pues de lo contrario la declinación natural de este yacimiento de petróleo será más pronunciada.

“Lo que permitía es mantenerlos en los 400.000 barriles, en todo el complejo Cantarell”, señaló.

Insistió en que el “doble desplazamiento” asegurará mantener la extracción del pozo Akal, en 180 a 200 mil barriles por día por un periodo de tiempo de aproximadamente ocho a diez años, donde luego se volverá a registrar su declinación.

El directivo sostuvo que este proyecto se encuentra en la cartera de Pemex, y ha sido aprobado por la Secretaría de Energía (Sener), por lo cual la petrolera nacional se encuentra a la espera de recibir los recursos para su implementación.

Sin embargo, reconoció que con la aprobación de la Reforma Energética se logre la incorporación de recursos provenientes de la iniciativa privada, de tal forma que no descartó que el plan pueda ser llevado en asociación con participación de particulares.

“Es obvio (que se esperen socios), pues son inversiones muy elevadas, y me supongo que la Reforma Energética le dará a Pemex esa posibilidad de asociarse para tener esos recursos oportunos, y eso es una buena noticia, porque los proyectos pierden oportunidad y pierden valor en el tiempo si no se aplican oportunamente, y es obvio que le va a favorecer a Pemex, el tener esas asociaciones donde haya aportación de capital.”

Aumentan costos

La implementación de este tipo de proceso y tecnología, que requieren de importantes inversiones, también repercutirá directamente en el costo de producción, el cual podría aumentar de entre 50% a 62%.

Actualmente, la producción del barril de crudo en Cantarell alcanza los 10,5 dólares, no obstante, luego del "doble desplazamiento” esta cifra ascendería a 16 o 17 dólares por cada bidón.

“Eso es normal, mientras más inversión haya eso le pega a los costos de producción, aunque la inversión se va depreciando en el tiempo, se va amortizando, pues esa amortización se tiene que cargar al costo de producción del barril”.

Cae producción

El yacimiento de Cantarell registró una caída significativa de diez por ciento en sus volúmenes de producción al término de los primeros cinco meses del año, dicha situación derivó también en una reducción de casi dos por ciento en la explotación nacional de hidrocarburos.

Datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) señalan que entre enero y mayo de este año, el que fuera considerado un megayacimiento alcanzó una extracción promedio de apenas 351 mil barriles por día, es decir, 38 mil barriles menos en comparación a los 389 mil barriles del mismo periodo del año anterior.

Cantarell fue considerado el yacimiento productor más importante del país.

¿El gas como una opción?

Pemex Exploración y Producción ha invertido al menos cuatro mil millones de pesos (US$308 millones) en los trabajos para la exploración del potencial de shale gas en México, destinado a la perforación de pozos y compra de sísmica para reconocer el potencial de hidrocarburos con el que se cuenta, principalmente en el norte del país.

De acuerdo con información de la empresa, hasta el momento se han perforado 14 pozos, con un éxito comercial de 70% e incorporando reservas por al menos 134 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Entre los principales aciertos se encuentra el pozo Anhélido-1, localizado al sur de Burgos, descubierto hace dos años, así como Furbero-4354, los cuales resultaron productores de aceite ligero de lutitas.

Es así que los pozos perforados hasta el momento han tenido un costo de entre 150 y 160 millones de pesos (entre US$11,5 millones y US$12,3 millones), incluso un poco más, dependiendo del tipo de información que pueda ser recabado de cada uno de ellos.

Según Pemex, estos recursos son superiores en comparación a lo que se invierte en Estados Unidos para los trabajos de perforación, ya que en la zona de Eagle Ford se han logrado alcanzar precios menores por la masificación de este tipo de trabajos, sin que ello signifique una reducción en los riesgos geológicos.

No obstante, la petrolera nacional reconoce que los trabajos que se han realizado hasta el momento, equivalen a aquellos que se realizaron en el país vecino hace 20 o 25 años, es decir, los 14 pozos representan apenas las pruebas de concepto o pruebas pilotos, que son necesarios para iniciar el desarrollo masivo del shale gas, también conocido como gas de lutitas.

Es por ello que hasta ahora Petróleos Mexicanos ha invertido alrededor de cinco mil millones de pesos, que también se han destinado a la compra de estudios con tecnología Sísmica 3D, con lo cual se ha podido determinar con las zonas donde se encuentra el mencionado combustible, así como sus características, es decir, si es gas seco o gas húmedo.

“Se adquiere Sísmica 3D con el objeto de dar certidumbre a las pruebas piloto de los campos descubiertos”, señala.

Cabe mencionar que como parte de estos trabajos, Petróleos Mexicanos ha utilizado la información de al menos mil 500 pozos antiguos, con el objetivo de entender la geología regional, hacer los trabajos de modelado geológico y geoquímico para determinar el tipo de reservas.

La Agencia Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) estima que México cuenta con la sexta mayor reserva a escala mundial de shale gas, por lo que los mencionados análisis geológicos y geoquímicos han identificado 6 plays potenciales de crudo y gas en lutitas, principalmente en la zona de Chihuahua, Sabinas, Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz.

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