Uso de lineamientos internacionales para definir el caso del pozo d

El hallazgo, ahora tan anunciado y polémico, tiene méritos compartidos.

José Juventino Sánchez Vela*

(Artículo publicado en la edición septiembre-octubre de la revista “Energía a Debate”).

En la víspera de las licitaciones 2 y 3 de la Ronda 2 de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el consorcio conformado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y Premier Oil, anunció el descubrimiento de un “volumen significativo de hidrocarburos” a través de la perforación del pozo Zama 1.

A raíz de ello, la polémica se activó debido a que hay quien afirma que no se trató de un descubrimiento porque PEMEX ya sabía del yacimiento desde el 2003 y que por decisiones políticas decidió no seguir adelante.

Cuando comencé a leer estos comentarios me decidí a escribir este análisis con el objetivo de proporcionar información que ayude a adecuar los paradigmas actuales, que es el primer paso que debe darse para que la Reforma Energética se oriente hacia los resultados para los cuales fue diseñada.

La gestión presupuestal de Petróleos Mexicanos Exploración y Producción (PEP) como empresa paraestatal

La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) incluía en la Cartera de Proyectos todos los análisis detallados de cada proyecto que Petróleos Mexicanos (Pemex) y sus empresas subsidiarias contemplaban para su operación. El presupuesto era ejercido anualmente y, se entregaba a Pemex como una gran bolsa de dinero que, según la lógica de la adecuada administración debería ser gastado en conformidad a la revisión realizada por SHCP.

A partir de ese momento se comenzaba con las complicaciones de administración del presupuesto, ya que como el dinero era entregado sin etiquetarse para un uso específico, Pemex podría disponer de él como creyera más conveniente, aunque ello implicara no respetar la justificación que se utilizó en la aprobación.

Y aquí es donde PEP, tomando ventaja de la rentabilidad inherente a sus actividades productivas, siempre hacía una infinidad de cambios para captar mayores recursos económicos con la justificación de poder incrementar la producción de petróleo, que siempre fue el indicador más monitoreado por todo el mundo, dejando a un lado la rentabilidad del negocio.

Internamente en PEP, la división entre las actividades de Exploración y las de Producción también se encontraban en esa constante competencia por el presupuesto entregado, siendo las de Producción las más beneficiadas por el hecho de que son las áreas en las que el petróleo ya es tangible y, por ende se asumía que el riesgo de inversión era menor, con lo cual se fomentaba la política fiscal adoptada por México desde que el país se enfermó del “Dutch Disease”⁽¹⁾ , que fue de fomentar la sobre explotación de Cantarell y los demás yacimientos productores, con lo que las actividades de exploración e incorporación de nuevos yacimientos quedaron en el olvido.

Sistema de Administración de Recursos Petroleros Por otro lado, es importante utilizar de forma adecuada los lineamientos internacionales de negocio para cuantificar los volúmenes de hidrocarburos existentes en el subsuelo, así como los términos correctos para referirse a ellos a través del ciclo de vida del proyecto de Exploración y Extracción.

En México, cuando se hace referencia a volúmenes de hidrocarburos en el subsuelo se utiliza de forma indiscriminada el término “reservas”. Pero, con apoyo del Sistema de Administración de Recursos Petroleros (PRMS, por sus siglas en inglés) se mostrará el manejo adecuado de términos.

La gran mayoría de los países productores de hidrocarburos, incluyendo a México, basan su clasificación de “reservas” en el PRMS. Dicho sistema surge en el año 2007 de la homologación de los diferentes documentos de definiciones de las asociaciones mundiales de especialistas en hidrocarburos, y es aceptado por las instancias internacionales más importantes en seguridad para inversionistas. El PRMS establece que todo aquel volumen de petróleo o gas, que se sospeche pudiera existir o del que se haya demostrado la existencia en el subsuelo, se llama “Recurso Petrolero” y, según la madurez del proyecto de E&P, atraviesa por tres diferentes clasificaciones.

La gráfica mostrada en la Figura 1 es el principal elemento del PRMS que se utilizará en este análisis.

En el lado derecho de la figura, se tienen 9 recuadros, que muestran las diferentes etapas de madurez de un proyecto de upstream. La etapa más inmadura es el “Play” y la más avanzada es “En producción”.

En la parte izquierda de la figura se tienen los recuadros “No Descubierto” y “Descubierto”; este último, a su vez, se divide en “Sub-comercial” y “Comercial”. Estos recuadros están ordenados de tal forma que sean coincidentes con la evolución de la madurez del proyecto.

1ra. Clasificación: Recursos Prospectivos.

En el origen, los volúmenes se consideran “No Descubiertos”. Esto significa que un Recurso Petrolero comienza a serlo desde que es una sospecha. Pero, para identificar que los valores utilizados hacen referencia a algo que no se ha confirmado, los recursos se clasifican como Recursos Prospectivos y así deberán seguir hasta que alcancen el nivel de “Descubiertos”.

Durante las tres etapas se realizan trabajos de acopio y análisis de información que permitan tener una estructura inicial de las dimensiones y formas del posible yacimiento. Así que, muy probablemente los volúmenes estimados de Recursos Prospectivos se modifiquen entre una etapa y otra (regularmente deberían ir a la baja mientras mayor sea en análisis).

Además, los volúmenes estimados y proporcionados de fluidos se manifiestan en barriles de petróleo crudo equivalente, debido a que no se puede saber qué tipo de fluido existe (en caso de que así sea).

Con base en la caracterización estática del posible yacimiento se toma la decisión de donde se debe perforar el pozo exploratorio.

2da. Clasificación: Recursos Contingentes.

El PRMS define que un descubrimiento es una acumulación, para la cual se ha determinado una cantidad significativa de hidrocarburos potencialmente extraíbles, a través de pruebas de presión, muestreos de fluidos o registros realizados en un pozo exploratorio.

Con base en lo anterior, si el pozo que se definió en la etapa de “Prospecto” se perforó y encontró hidrocarburos, el hidrocarburo tiene el estatus de Descubierto y el proyecto madura a “Desarrollo no viable”; además, los volúmenes estimados a través de los estudios físicos al yacimiento se clasifican como Recursos Contingentes.

Las 3 etapas de madurez en las que los hidrocarburos se clasifican como Recursos Contingentes son consideradas como Sub-comerciales, debido a que, aunque se ha confirmado la existencia de hidrocarburos, todavía no se establece una estrategia técnica/financiera/comercial con certidumbre aceptable. Esto es así porque para poder hacer un proyecto bien sustentado, es necesario realizar muchas más actividades de ingeniería, que solo perforar un pozo exploratorio.

3ra. Clasificación: Reservas.

Una vez que el proyecto está bien sustentado, con presupuestos y expectativas de producción con incertidumbres aceptables para quien toma decisiones, y es aceptado para llevar a ejecución (evidentemente, con el financiamiento “en mano”), los Recursos Petroleros se clasifican como Reservas.

Estos fluidos se consideran Comerciales porque, con todos los trabajos realizados de forma previa, tienen un valor comercial cuantificado.

Conclusiones.

Es obvio que para atraer a inversionistas a un nuevo sistema, se deben ofrecer las mejores áreas. Por lo visto durante la licitación, ésta fue la más atractiva y era de esperarse que arrojara resultados positivos en corto tiempo. Sin tener información del nivel de madurez del proyecto que se entregó a los licitantes, es evidente que se tenía un trabajo previo muy avanzado, ya que esta Área Contractual fue la que recibió más propuestas. Para ser exactos, se tuvieron cinco, con lo que se convirtió en “la joya del evento”.

El descubrimiento que ahora es tan anunciado y polémico tiene méritos compartidos. En primer lugar, se debe dar el mérito a los especialistas de PEMEX que elaboraron los excelentes análisis que permitieron madurar el proyecto hasta convertirlo en prospecto (ésa es mi inferencia) y, que en su momento no tuvieron la oportunidad de concretar debido a la política de PEMEX de cumplir compromisos de producción mediante la inversión en zonas donde hay menor riesgo (lo que tantas veces se ha referido como “el petróleo fácil”). El contratista actual tiene el mérito de apostar su dinero en dar continuidad a los análisis hechos por una compañía externa. Recordemos que, aunque se tengan buenos estudios del subsuelo, nada le aseguraba que existieran hidrocarburos en el área.

A raíz de estos resultados, México debe entender que hay mucho trabajo por hacer (o por terminar), debido a que el sistema anterior a la Reforma Energética se convirtió en una traba, y comenzó a arrastrar al sistema petrolero nacional hacia una ineficiencia que requería de cambios drásticos. La buena noticia es que, gracias a la bien pensada estrategia de licitar mayor cantidad de áreas exploratorias, actualmente se están invirtiendo 2,000 millones de dólares en toma de información sísmica. Con esta actividad, la exploración en México se ha reactivado de manera importante. Además, ya se han tenido descubrimientos asociados a los Contratos de Exploración y Extracción (CEE), como el del pozo Zama-1.

Volviendo al uso del PRMS, seguro que surgirá la duda: ¿es posible determinar un volumen de 2,000 millones de barriles con un solo pozo y clasificarlo como Reserva? La respuesta es, no.

La estimación que se está dando ahora, seguramente, es con la información más burda que puede existir. Es casi un hecho que se da con análisis de Métodos Volumétricos, información de correlación de otros yacimientos y, con la muy escasa información tomada del pozo exploratorio. Por ende, es importante dejar en claro que los 2,000 millones de barriles que se anuncia que pudieran existir en este yacimiento son Recursos Petroleros, de los cuales una pequeña parte se clasifica como Recursos Contingentes y la mayor parte son Recursos Prospectivos.

Habrán muchos “especialistas en cálculo de reservas” que argumentarán que esto en un error. Pero mi punto es que casos como el de Chicontepec se han dado históricamente en México porque las decisiones se toman con base en datos calculados en forma incorrecta. Ahora, con la incorporación de diversos participantes, tenemos la necesidad de homologar criterios y, esto se facilita al apegarnos a los lineamientos internacionales que sirven para cuidar de nuestros recursos y poder asegurarnos de la eficacia de los operadores.

El último punto importante en este ámbito es que ahora que existe una entidad reguladora de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en México y, que a su vez es encargado de la cuantificación y validación de las Reservas.

Por lo tanto, son ellos a quienes debemos preguntar sobre la información que sea divulgada por las contratistas y, su palabra es la más relevante en los datos que se emitan sobre el tema.

Los descubridores históricamente buscan “colgarse estrellitas”, pero las entidades regulatorias deben ser los guardianes de la verdad

 

*Maestro en Ingeniería Petrolera por la UNAM, donde estudió el enfoque probabilístico de los recursos petroleros. Cuenta con 10 años de experiencia en el sector de E&P en México, principalmente en el diseño y gestión de proyectos de explotación. Su especialidad es la gestión y el diseño de contratos de E&P. Fue uno de los miembros fundadores del equipo de administración de los CIEP de la Región Sur, lideró el equipo de diseño de un CSIEE piloto y, ahora es analista de los CEE de CNH.