En el 2003 Felipe Calderón avaló, como secretario de Energía, que
el yacimiento de Chicontepec solo tenía reservas por 670 millones
de barriles. Ahora Pemex las ‘calcula’ en 17 mil millones. Lo cierto
es que en el sexenio se han perdido 18 mil millones de pesos en su
exploración
Lunes 12 de noviembre de 2012
El resultado fue catastrófico: 8 mil 926 millones de barriles de reservas que Pemex daba por seguras se reclasificaron en “probables y posibles”, lo que dejó en apenas 670 millones de barriles las reservas con una posibilidad de 90 por ciento de ser extraídas del subsuelo
Petróleos Mexicanos sabía desde 1983 que el proyecto de explotación a gran escala en el yacimiento de Chicontepec sería un fracaso.
Lo sabía también Felipe Calderón en el 2003, cuando era secretario de Energía y en ese año Pemex admitió a la Securities and Exchange Commission, órgano regulador del mercado de valores de Estados Unidos, que las reservas en la zona son muy inferiores a las que habían anunciado.
A pesar de ello, su gobierno impulsó un relanzamiento del proyecto, que ha generado pérdidas por 18 mil 331 millones de pesos durante este sexenio, mientras las empresas perforadoras han ganado el equivalente a dos veces lo que costó la Línea 12 del Metro capitalino.
Documentos internos de la paraestatal obtenidos por Reporte Índigo muestran, desde los ochenta, que el volumen de reservas que se publicó para este activo no era real.
Los estudios sismológicos que sustentaron el cálculo de reservas en este yacimiento son “insuficientes, parciales y equivocados”, dijo en entrevista el geólogo Raúl González, quien fue subdirector de Pemex Exploración y Producción en los noventa.
Estos estudios, sin embargo, son la base que se ha usado hasta hoy como pretexto para conseguir presupuestos, que en este sexenio superaron los 116 mil millones de pesos (Reporte Índigo, 22 de octubre de 2012).
Fue hasta el año pasado que la paraestatal aceptó públicamente que “se habían equivocado” en las reservas de petróleo que existen en el subsuelo de Chicontepec. Admitieron que hay allí 30 por ciento menos de lo que habían sostenido hasta ahora.
Aún con esta “acotación”, Pemex dijo a la Comisión Nacional de Hidrocarburos que en la zona se pueden extraer 17 mil 500 millones de barriles de petróleo y gas.
Sus documentos internos lo contradicen: sostienen que se le puede sacar, como máximo, 4 mil millones de barriles en toda su vida productiva.
Error advertido
Era 1983, en la ciudad veracruzana de Poza Rica. Un grupo de funcionarios de Pemex discutía sobre el proyecto que entonces se llamaba “Paleocañón de Chicontepec”, hoy nombrado Aceite Terciario del Golfo.
El documento que estaba sobre la mesa, del que Reporte Índigo tiene copia, era un informe de la Subdirección de Producción Primaria, antecedente de la actual división de Pemex Exploración y Producción.
Describía la formación geológica de esta cuenca que habían delimitado en un área de tres mil 300 kilómetros cuadrados en los estados de Hidalgo, San Luis Potosí, Puebla y Veracruz, donde se ubica la mayor parte del yacimiento.
El punto medular de la discusión era el volumen de reservas que había en la zona y cuánto de este total podía extraerse si el proyecto se ponía en fase de explotación a gran escala.
Pemex había contratado a la consultora estadounidense DeGolyer y MacNaughton, con casa matriz en Dallas, Texas, para que evaluara el volumen total de hidrocarburos en el yacimiento y cuánto de ese total podía extraerse con la instalación de pozos de perforación.
El cálculo arrojó una cifra enorme: en el subsuelo había 148 mil 800 barriles de aceite y gas se podía extraer poco más del 10 por ciento, es decir, 17 mil 629 millones de barriles de hidrocarburo.
“Eso era una barbaridad, un absurdo, y yo se los dije a los ingenieros que estaban allí, pero nadie me hizo caso”, relató González, quien fungía en ese año como Subgerente de Operaciones Geológicas y Geofísicas de Pemex.
El absurdo consistía, explicó el geólogo, en que la cifra de más de 17 mil millones de barriles la obtenían de estudios sismológicos muy generales y de la perforación de apenas 94 pozos, insuficientes para delimitar las diferencias de concentración de hidrocarburo en un yacimiento de más de 3 mil kilómetros.
A pesar de la advertencia, Pemex siguió adelante con el informe que contenía también un plano de la concentración de petróleo en toda el área, el cual sería la guía para saber dónde instalarían los pozos.
El plano tenía una distribución casi igual de petróleo para todo el yacimiento, un imposible a decir de González: “No puede ser que en todas las áreas hubiera gran concentración de aceite, eso no funciona así, el estudio se basaba en cálculos de aproximaciones, no en pruebas geológicas ni en toma de muestras”, detalló el especialista.
El informe mostraba que el campo era “súpergigante” pero muy difícil, porque de las reservas enormes que le habían calculado se le podía sacar apenas el 10 por ciento con una inversión multimillonaria.
“Contrariamente a estos campos (en la sonda de Campeche), las reservas del Chicontepec serán de lenta recuperación y necesariamente con un número elevado de pozos, que de acuerdo con estudios realizados para tal propósito, deberán ser del orden de 16 mil, o sea un número similar al total de pozos hasta ahora perforados en el país”, refiere el documento de 1983.
Casi tres décadas más tarde, en septiembre de este año, apenas han perforado 3 mil 707 pozos y 995 de ellos están inactivos, porque dejan de producir a los tres meses de que son abiertos y a veces repararlos cuesta casi la mitad que abrir uno nuevo, sostuvo en entrevista con este diario en octubre Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Pero en ese momento el yacimiento de Cantarell estaba recién descubierto y la bonanza petrolera no dejaba espacio para preocuparse por Chicontepec. Pemex archivó el informe y dejó la validación de este cálculo de reservas como algo de lo que se ocuparía más adelante.
Revés en las reservas
Una década más tarde, en 1993, nuevamente evaluaron el yacimiento. Pemex encargó a una empresa europea, la cual solicitó no revelar su nombre, un estudio que reiteró las condiciones difíciles que presentaba.
La sorpresa en éste fue el cálculo total de las reservas, que se desplomaron de 17 mil 629 a un máximo entre dos y cuatro mil millones de barriles.
“Chicontepec presenta un reto único, reservas muy grandes junto con pozos de baja productividad, en un sistema geológicamente complejo.
“La clave para lograr un proyecto económicamente fuerte radica en un plan de desarrollo concentrado, dirigido a áreas de permeabilidad más alta y por ende a una productividad por pozo más alta.
“Esto implica un estudio riguroso de los datos geológicos y geofísicos existentes y de carácter nuevos, en un esfuerzo para generar un modelo geológico previsible, que pronostique con certidumbre, la ubicación y extensión de las mejores rocas almacenadoras”, detalló este nuevo estudio.
Esto significaba que para que el proyecto diera ganancias había que perforar donde la roca fuera menos compacta y se supiera con certeza que había más hidrocarburo concentrado.
Este informe de 1992 presentó otro mapa del yacimiento donde se veían delimitadas algunas zonas con mayor concentración de petróleo, no en todas como en el de 1983.
Las conclusiones de este segundo estudio fueron contundentes: existían soluciones potenciables para que el yacimiento fuera negocio, pero dependían de que se le diera un enfoque “verdaderamente integrado”, que incorporara datos e interpretaciones geológicas y geofísicas.
“Sin tal enfoque el Play Chicontepec podría no ser económicamente factible”, advirtió el documento que Pemex resguardó en sus archivos internos.
¿Cuánto petróleo hay en Chicontepec?
Durante tres décadas Pemex ha subido y bajado dramáticamente su estimación de cuánto petróleo y gas puede extraérsele a este yacimiento.
— 1983
17 mil 629 millones de barriles de petróleo y gas
17 mil 629 millones de barriles de petróleo y gas
— 1992
4 mil millones de barriles de petróleo y gas
4 mil millones de barriles de petróleo y gas
— 2002
13 mil 345 millones de barriles de petróleo y gas
13 mil 345 millones de barriles de petróleo y gas
— 2003
670 millones de barriles de petróleo y gas (probadas)
670 millones de barriles de petróleo y gas (probadas)
— 2012
16 mil 18 millones de barriles de petróleo y gas
16 mil 18 millones de barriles de petróleo y gas
Fuente: Elaboración de Reporte Índigo con base en Informes de Petróleos Mexicanos, de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y de la Securities and Exchange Commission de Estados Unidos. Todas las cifras son en barriles de petróleo crudo equivalente.
De vuelta a la gran perforación
Ya durante el sexenio de Vicente Fox, en julio de 2002, otro análisis de Pemex Exploración y Producción, en poder de este diario, se replanteó un plan de negocios que buscaba la explotación a gran escala en Chicontepec.
Fue elaborado por la consultora Netherland, con oficinas en Dallas y Houston, Texas, y contiene un nuevo cálculo de reservas, reclasificadas en tres categorías.
En lugar de plantear un valor total de cuánto petróleo hay y cuánto puede extraerse, Netherland lo dividió en reservas probadas, es decir, con 90 por ciento de posibilidad de extraerse, reservas probables, con 50 por ciento, y posibles, con 10 por ciento de oportunidad de llegarse a sacar.
Mundialmente las reservas que se toman como reales y que sirven para pedir un crédito son la suma de las probadas y las probables.
Éstas equivalían en 2002, según Netherland, a 13 mil 345 millones de barriles de petróleo y gas.
Con éste cálculo ciertamente menor al que tenía Pemex pero aún bueno en cuanto al número de reservas, la consultora propuso a Chicontepec como una alternativa “viable” para que la empresa mantuviera sus altos índices de producción, aunque había que invertirle sumas millonarias.
Advirtieron que para sacar las reservas más seguras había que perforar 12 mil pozos y que eso costaría 250 mil millones de dólares.
“Con una estrategia de ejecución de 500 a 600 pozos por año e inversiones alrededor de los mil 100 millones de dólares por año, para ello se requerirían alrededor de 50 años para extraer la reserva probada”, estableció Netherland.
Pero estos números felices duraron sólo seis meses, pues la reclasificación hecha por la Securities and Exchange Comission (SEC, por sus siglas en inglés), organismo que evalúa los valores del mercado para Estados Unidos, obligó a Pemex a bajar a más de la mitad su estimación de crudo para el yacimiento.
Fue admitido por el propio Juan José Suárez Coppel, actual titular de la paraestatal, según un informe entregado a EU y firmado el 13 de febrero de 2003.
El reporte “Las reservas de Hidrocarburos de México” de PEP al 1º de enero de ese año reveló que los criterios de la SEC ponían como condición que Pemex “probara” la continuidad del hidrocarburo más allá de los pozos ya perforados.
El resultado fue catastrófico: ocho mil 926 millones de barriles de reservas que Pemex daba por seguras se reclasificaron en “probables y posibles”, lo que dejó en apenas 670 millones de barriles las reservas con una posibilidad de 90 por ciento de ser extraídas del subsuelo.
El informe entregado por Pemex a la SEC en febrero de ese año advirtió las mismas problemáticas que se repiten ahora: gran cantidad de pozos perforados, muchos de ellos inactivos y baja producción de barriles de crudo.
“Al 31 de diciembre de 2001, había un total de mil 138 pozos perforados, 361 de las cuales estaban produciendo. Durante el año 2001, Chicontepec produjo un promedio de 7.4 mil barriles de petróleo crudo y 19.5 millones de pies cúbicos de gas natural por día (…) Las reservas probadas totales fueron 670.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (petróleo y gas)”, estableció la SEC con la información proporcionada por Pemex.
Este documento está firmado por Juan José Suárez Coppel cuando era Director de Finanzas de la paraestatal y abogado principal del Pemex Project Funding Master Trust, figura jurídica con la que la empresa colocaba créditos en la banca internacional.
El argumento de la paraestatal entonces fue que el yacimiento debía ponerse de forma inmediata en fase de perforación a gran escala para que se comprobara que ese crudo sí existía y aumentara otra vez el número de las reservas.
Pérdidas anunciadas
Felipe Calderón era secretario de Energía cuando Pemex admitió a la Securities and Exchange Commission, órgano regulador del mercado de valores de Estados Unidos, que las reservas en la zona son muy inferiores a las que habían anunciado
A pesar de esta información tan específica, el gobierno de Calderón usó los cálculos halagadores de 2002 hechos por Netherland para iniciar la perforación a gran escala que han hecho desde 2007 y que ha llevado a las pérdidas ya reconocidas por la paraestatal en el proyecto.
Cuando la Comisión Nacional de Hidrocarburos anunció en 2010 y 2011 que en los hechos no le creían las estimaciones de crudo con las que Pemex estaba impulsando la inversión y solicitaron que el certificador internacional Ryder Scott validara las reservas, la empresa tuvo que empezar a reconocer “algunas imprecisiones”.
Resultaron en la admisión de un 30 por ciento menos de las reservas, que a decir del geólogo Raúl González aún son inexactas.
Hizo énfasis en que el valor de reservas probadas y probables publicado en enero de 2012 es prácticamente igual al que se estimó hace 20 años en el estudio y análisis “Play Chicontepec”, que puso en 4 mil millones de barriles de petróleo las reservas que podían sacarse en las zonas más fáciles del yacimiento.
“Es verdaderamente lamentable y costoso para México, que se haya hecho caso omiso a la estrategia recomendada en este estudio y se procediera a iniciar en 2007 el desarrollo masivo, con las evidentes consecuencias de enorme destrucción de valor de la inversión”, opinó.
La nueva aprobación de un paquete de contratos incentivados, dictaminada por el Consejo de Administración de Pemex para este yacimiento apenas el 18 de octubre, no parece poner fin a este problema, reviró el abogado y consultor en el sector energético, René Sánchez Galindo.
Aumenta la posibilidad, dijo al ser consultado por Reporte Índigo, de que haya contratación de perforadores y empresas de servicio, pero no incluye candado alguno que limite las ganancias de las empresas externas en caso de que los pozos continúen dejando de producir apenas a tres meses de haber sido perforados.