La extracción de grandes volúmenes de crudo de Cantarell se suman a la filtración de agua en el yacimiento
EL UNIVERSAL
MÉXICO, DF.- A 69 años de la nacionalización de la industria petrolera, Cantarell, el mayor yacimiento en la historia moderna de México, que le dio rostro económico y político al país y que logró insertarlo como protagonista en el escenario mundial del comercio de hidrocarburos, se desvanece. Pero no sólo eso. Además, el agotamiento de la veta que llegó a aportar 60 por ciento del petróleo nacional representa un duro golpe para las finanzas del país, tan dependientes aún de los ingresos petroleros.
A la pérdida de presión por la extracción de grandes volúmenes de crudo de Cantarell se suman ahora la filtración de agua en el yacimiento y el avance del contacto gas-aceite, lo que provoca el cierre de pozos que se afectan con esta nociva mezcla.
Una evaluación realizada por el subdirector de la Región Marina Noreste, Javier Hinojosa Puebla, en torno a los activos que integran la zona, entre ellos Cantarell, revela que estos problemas fueron detectados desde 2003 y son una de las causas del agotamiento del yacimiento petrolero.
Durante el desarrollo de la explotación del campo Akal, que contiene 91 por ciento del petróleo de Cantarell, se encontró un casquete de gas secundario que incrementó su tamaño y que avanza a una velocidad de 110 metros por año, lo cual está obligando a Petróleos Mexicanos (Pemex) a estrangular y cerrar pozos, con el propósito de mantener dentro del estándar la calidad del gas que se envía a su filial Pemex Gas y Petroquímica Básica.
Al mismo tiempo se detectaron acuíferos en la parte norte y sur del campo, a diferentes profundidades, que en promedio son de dos mil 816 metros y que se están mezclando con el crudo. La mezcla de petróleo con agua salada le resta no sólo calidad al hidrocarburo mexicano, sino que lo puede llegar a abaratar a más de la mitad de su valor original.
Por ello, la producción de Cantarell muestra una tendencia sistemática a la baja que rebasa las expectativas oficiales. Originalmente Pemex planteó, como parte de su estrategia 2007-2015, que la tasa anual de declinación del proyecto Cantarell sería de 14 por ciento (una caída de 150 millones de barriles diarios por año, en promedio). Este año la producción promediaría un millón 526 mil barriles diarios, y en 2008, un millón 373 mil barriles por día. En enero de este año la producción alcanzó un millón 573 mil barriles y se espera, de acuerdo al Programa Operativo de la Paraestatal, que Cantarell produzca un millón 429 mil barriles en diciembre.
Las implicaciones de producir un menor volumen de petróleo son evaluadas por Pemex, y se anticipa que afectará las exportaciones, importaciones, ingresos e impuestos que la empresa entrega al erario público.
Exportaciones, a la baja
De entrada, de acuerdo con un reporte elaborado por la Dirección Corporativa de Finanzas de la paraestatal,
las exportaciones de petróleo crudo descenderán drásticamente de un millón 648 mil barriles diarios presupuestados este año a un millón 262 mil barriles en 2012.
Jaime Brito, de la firma PFC Energy, comentó que la probabilidad de que México pierda mercados, sobre todo parte del mercado norteamericano, es latente, en virtud de que dejaría de colocar en el exterior alrededor de casi 400 mil barriles diarios.
“Quizá el impacto no se dé directamente con el clientes cuyos contratos son de largo plazo, pero sí con clientes recurrentes”, añadió, sobre todo si se considera que competidores como Brasil, Venezuela, Canadá y los países del Medio Oriente están permanentemente a la caza de oportunidades.
También las importaciones de gasolinas se van a ver afectadas, toda vez que se estima promediarán 273 mil barriles diarios en los primeros cinco años de esta administración, poco más de una tercera parte de lo que consume el mercado nacional.
Lo que nos queda
Las reservas probadas o petróleo crudo económicamente explotable prácticamente se mantendrán en 15 mil millones de barriles entre 2007 y 2012, aunque a los ritmos actuales de extracción, el periodo de vida de las mismas se reducirá de 9.4 a 8.6 años, es decir, México tendrá petróleo disponible para menos de nueve años cuando concluya la presente administración.
“Nos queda petróleo para 15 o 20 años, dada la dotación de petróleo que tenemos y la velocidad a la actual hemos venido extrayéndolo del subsuelo”, dijo el pasado viernes nueve de marzo el secretario de Hacienda y Crédito Público, Agustín Cartens, quien incluso hizo hincapié en que el petróleo, del cual la economía mexicana depende en 40 por ciento tiene una vida limitada.
Pero los problemas no terminan ahí, la petrolera anticipa que los ingresos petroleros, que incluyen exportaciones y ventas internas, promedien este sexenio 671 mil millones de pesos, por debajo del nivel máximo que llegaron a alcanzar cuando superaron un billón 92 mil millones de pesos, en 2006, gracias a los altos precios del petróleo en el mercado internacional.
Un comportamiento similar se espera de las contribuciones de Pemex al Gobierno Federal, las cuales se estiman en 371 mil millones de pesos, casi 110 mil millones de pesos menos de lo registrado el año pasado.
Atados a los precios
Gerge Baker, consultor de la firma Mexico Energy Intelligence, aseguró que el país aún no resiente la declinación de Cantarell por los altos precios del petróleo, pero la mayor parte de las expectativas de las multinacionales y consultorías prevén una probable caída del precio del crudo a partir de 2008. “Los pronósticos hablan de un precio de la mezcla del crudo mexicano que oscilaría entre 27.8 y 26.7 dólares por barriles en los próximos seis años, lo que complicaría aún más el escenario para México”, dijo.
José Sergio Gabriellie de Azevedo, presidente Petrobrás, estimó que los precios del crudo podrían ir cayendo sistemáticamente hasta alcanzar una banda de entre 40 y hasta 35 dólares por barril para los crudos marcadores como el WTI y el Brent del Mar del Norte.
Todo ello supone, además, un rezago de México en la disputa por el liderazgo petrolero en América, frente a las grandes petroleras como Petrobras, la venezolana PDVSA y la canadiense Alberta Energy, tomando en cuentas las expectativas de producción e inversiones que tiene previstas Pemex para los próximos años en comparación con estas compañías.
Pemex, por ejemplo, espera mantener un nivel de producción de hidrocarburos líquidos ligeramente arriba de 3.3 millones de barriles diarios hasta 2021. Actualmente produce tres millones 553 mil barriles diarios, es decir, la paraestatal mexicana no tiene capacidad para aumentar su producción en los próximos 14 años.
Para alcanzar esa meta y aún invirtiendo alrededor de 80 mil millones de dólares entre 2007 y 2012, explotando yacimientos alternativos o sustitutos como Ku-Maloob-Zaap, que sólo aportará crudo suficiente hasta 2010, año en el que inicia su declinación; el megaproyecto Chicontepec, en donde se estima perforar mil 525 pozos por año; y salir a perforar a aguas profundas,
en donde se contempla la perforación de seis pozos promedio en los primeros cinco años, iniciando con dos pozos en 2007, México no estaría en posibilidades de aumentar su producción petrolera.
Mientras tanto, Petrobras espera invertir 87 mil millones de dólares entre 2007 y 2011, para aumentar su producción 45.3 por ciento, al pasar de dos millones 403 mil barriles por día en 2006 a tres millones 493 mil barriles al final del periodo.
José Sergio Gabriellie de Azevedo aseguró que la empresa también espera fortalecer su liderazgo en América Latina y expandir sus operaciones en el Golfo de México, del lado estadounidense, donde ya desarrolla proyectos en aguas profundas. Incluso, el gigante brasileño estaría en condiciones de ofertar entre clientes norteamericanos crudo pesado Marlim con calidad similar al que México comercializa en ese país (Maya), luego de que la petrolera alcanzará la autosuficiencia energética en 2006.
Por su parte, PDVSA estima alcanzar una producción de cinco millones 847 mil barriles diarios para 2012, mediante inversiones por 56 mil millones de dólares a ejercer en siete años, dos millones arriba de lo que México produciría ese mismo año. Mientras que Alberta Energy planea duplicar su producción de crudo para 2015, la cual asciende a poco más de un millón 700 mil barriles diarios.
David Nygaard, representante de la firma canadiense en México, aseguró la provincia de Alberta posee 77 por ciento del total mundial de recursos de bítumen, calculados en 3.74 trillones de barriles, equivalentes a 176 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo crudo. El bítumen es un producto semi-sólido que se obtiene de la refinación del hidrocarburo que se utiliza para construcción de caminos y para impermeabilización de techos.
La oferta de Canadá, teniendo en cuenta que su principal objetivo es el mercado estadounidense, es patente, pues hay interés de otros países en las arenas bituminosas, entre ellos EU, China y Francia, porque este país puede ser proveedor confiable y porque ofrece menos dependencia sobre el Medio Oriente a los clientes estadounidenses en el largo plazo.
