El petróleo que se queda
Hasta ahora, hemos enfocado nuestra atención en la necesidad de acelerar los descubrimientos petroleros de México para darle sustentabilidad a nuestro sector energético. Pero, como Grecia Ramírez argumentó en un artículo que recientemente publicamos, la gestión estratégica de un yacimiento o un campo es igual de importante. Si logramos aprovechar más recursos de nuestros campos ‘maduros’, el resultado en producción es comparable a descubrir y desarrollar nuevos campos.
Cuando un campo ya fue descubierto, es fácil pensar que todo lo que se necesita es ‘simplemente’ perforar pozos, como si la tubería de producción que se inserta en del pozo fuera un popote que, automáticamente, pudiese extraer todos los recursos a partir de la presión natural que generan el gas y el petróleo comprimidos a altas temperaturas en el subsuelo. No hay nada más alejado de la realidad. (Para un repaso de lo que implica la etapa de producción, consulta ésta, ésta, ésta y ésta infografías). Dependiendo del yacimiento, sólo entre un 10 y 25 por ciento de los hidrocarburos contenidos en él se pueden extraer utilizando las fuerzas naturales o primarias del yacimiento. En México, el factor de recuperación se estimó recientemente en 15 por ciento (p.45).
Visto de forma inversa, sin la aplicación de de tecnologías adicionales (conocidas como recuperación mejorada o incentivada, EOR-IOR por sus siglas en inglés) entre 90 y 75 por ciento del petróleo de cualquier yacimiento, se quedaría bajo tierra.
Tomemos como ejemplo a Cantarell, un yacimiento súper-gigante (uno de los más grandes a nivel mundial) que por mucho tiempo sostuvo buena parte de la producción mexicana, pero ha declinado tan significativamente que recientemente generó comentarios sobre la ‘muerte de la gallina de los huevos de oro’.
De acuerdo con una investigación de 2005 liderada por el Dr. Edgar Rangel (el investigador más respetado en el tema en nuestro país, QEPD), Cantarell había producido, hasta aquel entonces, poco más de 13 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (p.62). Si actualizamos la investigación sumamos la producción desde 2005 hasta 2016 (última fecha con datos disponibles), Cantarell ya ha producido 16 mil 157 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (14.5 millones de barriles de petróleo y 9 mil millones de pies cúbicos de gas). Pero, de acuerdo con cifras de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Cantarell contuvo originalmente 38 mil 800 millones de barriles de petróleo y otros 18 mil millones de pies cúbicos de gas. Es decir, más de la mitad de los recursos de Cantarell parecen destinados a quedarse bajo tierra, sin aprovechar—y eso que Cantarell ha sido protagonista de notorios esfuerzos por recuperar los recursos y mantener la presión del yacimiento, mucho más allá de lo que la presión natural del yacimiento hubiese permitido.
Utilizando los mismos datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos al 1 de enero de 2016, elaboramos la Figura 1, que indica el remanente de petróleo y gas natural aún contenidos en los principales activos del país. Cabe señalar que conforme la producción avanza cada año, el remanente se reduce.
Figura 1: Remanente en los campos petroleros mexicanos respecto al volumen original estimado (%)
| Activo | Remanente | |
|---|---|---|
| Petróleo | Gas | |
| Cantarell | 50.3 | 37.4 |
| Ku-Maloob-Zaap | 86.9 | 52.9 |
| Abkatún-Pol-Chuc | 59.6 | 65.8 |
| Litoral de Tabasco | 86.3 | 94.1 |
| Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec) | 99.3 | 99.1 |
| Poza Rica-Altamira | 81.6 | 88.9 |
| Veracruz | 31.3 | 98.7 |
| Bellota-Jujo | 66.3 | 81.4 |
| Cinco Presidentes | 67.1 | 71.1 |
| Macuspana-Muspac | 9.1 | 93.6 |
| Samaria-Luna | 59.3 | 83.0 |
| Nacional | 76.2 | 83.2 |
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos
El potencial de la recuperación
En el mundo petrolero de grandes escalas, una ganancia de tan sólo unos puntos porcentuales adicionales marcaría una gran diferencia. Cinco por ciento adicional de factor de recuperación en Cantarell, por ejemplo, significaría 1,800 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Para usar la misma escala que usamos la semana pasada al hablar del reto de incorporación de reservas, esto sería equivalente a producir prácticamente todas las reservas 3P de un campo 4 veces más grande que Trión.
Estos números hipotéticos dan motivo para ser optimistas. Pero, ¿cuánto es el potencial total para México de aplicar técnicas de EOR-IOR?
En una actualización hecha en 2015 a su investigación original de 2005, el Dr. Rangel planteó un escenario en el que el cinco por ciento del ‘volumen remanente total’ del país (que se calcula a partir de la totalidad del petróleo ya descubierto que existe en el subsuelo aquí te explicamos la clasificación de las reservas) se podría recuperar utilizando técnicas de EOR-IOR. Aunque el texto aclara que las condiciones técnicas y económicas podría modificar este porcentaje a la alza o a la baja, el total del potencial es muy significativo: México podría producir 11 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Esto representa un monto mayor que las reservas probadas actuales.
Asumiendo, para efectos de simplicidad, una tasa fija de producción por 30 años, esto permitiría incrementar la producción nacional en 1 millón de barriles diarios por el mismo lapso de tiempo.
En sus conclusiones, el Dr. Rangel argumenta que el potencial del EOR-IOR es tan grande como el de los tipos de recursos más prometedores en el país:
“Las únicas alternativas que pueden competir (en México) en la misma escala con los volúmenes disponibles a través de EOR-IOR, en la consecución de la restitución de reservas o incremento en la plataforma de producción son: (i) la exploración en costa fuera (especialmente en aguas profundas), y (ii) desarrollo de recursos no convencionales.“
De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía plantea, la producción petrolera de México proviene, en mucha mayor proporción que en otros países, de campos que fueron descubiertos hace más de 25 años (p. 65). En este contexto, la idea hace mucho sentido, aún en el plan intuitivo.
Lo que se necesita para transformar el potencial en producción
Por prometedores que sean, los programas de recuperación mejorada —famosos por tener ritmos de recuperación de inversiones prolongados— requieren tiempo e inversión a pesar de lo cual, pueden incluso resultar económicamente no rentables (este tema lo abordamos en nuestro texto Las 5 claves para que las tecnologías de recuperación mejorada funcionen). Necesitan visión de largo plazo porque, si su implementación se demora demasiado, se puede llegar a un punto donde ya no sean técnicamente viables (ver la discusión del tema en el World Energy Outlook 2013 (p.441)).
Aunque Pemex ha utilizado en algunos casos técnicas de recuperación mejorada de forma exitosa (y en otros, de forma controversial), la lógica de una sola empresa operando en el mercado tiende a inhibir la adopción de estas prácticas. De hecho, de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, hacia 2025 la producción a partir de EOR-IOR sería una de las formas de producción que más crecería respecto a su tendencia inercial bajo un escenario hipotético de no-reforma. Es decir, el nuevo modelo energético mexicano sienta las bases para que el uso de EOR-IOR se expanda rápidamente.
Sin embargo, aun cuando las fuerzas del mercado se utilicen para permitir estos nuevos aprovechamientos, los beneficios no ocurrirán de forma inmediata. En nuestros artículos cortos de esta semana, exploramos lecciones para el manejo de EOR a partir de experiencias de la industria en otras partes del mundo y, finalmente, proponemos nuestro pentálogo (5 claves) para que el EOR-IOR realmente despegue en México.
