Las publicaciones técnicas sobre casos de explotación de hidrocarburos presentan, casi invariablemente, artículos en los que se aplicaron con éxito sobresaliente procedimientos para explorar y producir petróleo y gas natural.
Los fracasos raramente se publican, aunque todos sabemos que se puede aprender mucho de ellos. Es práctica común de las compañías transnacionales, ya sea de servicio o las integradas para explotar hidrocarburos, sobredimensionar y publicitar “sus éxitos”, con la finalidad de aumentar el valor de sus acciones.
Las empresas públicas nacionales no son ajenas a esta práctica, ya que permite hacerle curriculum al director, subdirector o gerente en turno; en el mejor de los casos justificar el financiamiento a sus proyectos y; en algunos casos instruidos desde presidencia, respaldar préstamos para sostener al erario público.
LOS FRACASOS OCULTOS DE PEP
Sin especificar cómo y cuándo, la Secretaría Nacional de Energía (SENER), le ha establecido a PEP como meta extraer 3.3 millones de barriles de petróleo al día y pretenden alcanzar este objetivo, mediante el “aprovechamiento de capacidades técnicas y de ejecución a través de contratos de desempeño” (Estrategia Nacional de Energía, SENER, Febrero, 2010) para la producción proveniente de campos en aguas profundas y en Chicontepec; así como de los principales activos como Cantarell, Abkatún, Pol, Chuc, Ku-Maloob y Chac que están en franca o en incipiente declinación.
El cumplimiento de las metas de producción programadas es una indicación de la capacidad operativa de la empresa así como de su habilidad para prever el potencial de su desarrollo futuro.
PEP ha cumplido a nivel nacional con el Programa establecido para octubre del 2010, en cuanto a la producción de petróleo, ya que se produjeron 2,558 MBPD habiendo programado 2,431MBPD. Para Cantarell en declinación también se cumplió lo programado y para Ku-Maloob-Zaap se superó en 20,000 BPD lo estimado. Chicontepec está produciendo 44,000 bpd en vez de los 55,500 programados.
En cuanto a la producción de gas a nivel nacional, se ha sobrepasado la cuota programada; pero se tienen déficits en la cuenca de Burgos y en la de Veracruz.
En cuanto al gas natural quemado a la atmósfera se programó un volumen de 217 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) y se quemaron 461 de gas rico en condensados.
A pesar de los aparentes éxitos, son muchas las razones que hacen prever el fracaso de esa meta engañosa.
COMPLEJO KU-MALOOB-ZAAP (KMZ)
Si bien KMZ ha permitido compensar hasta ahora la declinación de la producción de Cantarell, con una extracción de más de 800,000 BPD de petróleo; ahora, que está sometido a la inyección de nitrógeno, muestra una declinación de la producción anual de petróleo en Ku del orden del 10%.
En efecto: al iniciar la inyección de nitrógeno en enero del 2009 la producción fue de 381,971 BPD y un año después, en enero del 2010 la producción fue de 337,332 BPD. Los otros yacimientos del complejo KMZ muestran ya síntomas, tanto de declinación como de invasión de pozos terminados inapropiadamente.
La inyección de nitrógeno propuesta por la compañía Netherland Sewell & Associates, ensombrece el éxito de su alta producción. Nuevamente es evidente que si inyectar nitrógeno es preferible a inyectar gas natural, como lo justificaron “por su mayor costo”, entonces en el Mar del Norte estarían aplicando esta opción, en vez de comprar gas natural importado para inyectarlo a sus yacimientos.
RESERVAS Y PRODUCCIÓN DE CHICONTEPEC EVALUADAS A LA BAJA
La prestigiada compañía Ryder Scott, especialista en certificación de reservas, entregó hace poco a Pemex el estudio que realizó para evaluar las reservas de Chicontepec. Si hubiera ratificado las reservas reportadas hasta ahora, o las hubiera aumentado, Pemex habría publicado y dado amplia difusión a los resultados de su evaluación. Por lo tanto, es lógico suponer que las reservas de Chicontepec fueron ajustadas en forma muy apreciable hacia la baja. Esa es la razón de impedir la publicación de los resultados del estudio realizado por la compañía Ryder Scott.
El Informe de Labores 2009-2010 de la Comisión Nacional de Hidrocarburos señala: “Dos indicadores clave dan muestra de que la inversión que se asigna a este proyecto no está generando valor económico, ni a corto ni a largo plazo. El proyecto arroja flujos negativos de ingreso antes de impuestos, a pesar de que se encuentra en fase de explotación (es decir, no hay beneficios en el corto plazo); al mismo tiempo, el monto de las reservas que estima el propio Petróleos Mexicanos ha declinado en el tiempo (medida por excelencia del valor económico del proyecto a largo plazo).”
En Chicontepec han fallado las siguientes aplicaciones:
REPARACIONES MAYORES: Una reparación mayor generalmente consiste en el cambio del intervalo productor a otro del yacimiento atravesado por el mismo pozo. Una reparación menor es la realizada en el mismo intervalo productor para incrementar su producción. Las cifras de producción inicial de petróleo en barriles por día, después de la reparación mayor y los obtenidos seis meses después de reparar los pozos, muestran que MÁS DE LA MITAD DE LOS POZOS INTERVENIDOS QUEDARON CON PRODUCCIÓN CERO O MENOR de la establecida como el límite económico, que es de nueve Barriles de petróleo Por Día (BPD).INYECCIÓN DE BACTERIAS: 1.- Cada tratamiento ha costado más de un millón de pesos. 2.- El incremento promedio de la producción resultó menor del límite económico que es de nueve BPD a para Chicontepec. 3.- Más del 60 % de los pozos tratados han resultado incosteables, por no incrementar la producción en más de ocho BPD.
APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL PRODUCIDO
En mayo del 2000 se inició la inyección de nitrógeno a Cantarell. Contradictoriamente desde ese día se han quemado a la atmósfera más de 1,300 millones de millones de pies cúbicos de gas rico en gasolinas, con un precio superior a los 7,000 millones de dólares; lo que permite concluir que PEP ha fallado en su misión de aplicar las mejores prácticas de la ingeniería petrolera. Cabe aquí mencionar que en Brasil la Agencia Nacional del Petróleo obligó a PETROBRÁS a eliminar la INACEPTABLE quema de 168 millones de pies cúbicos de gas que estaba quemando para producir petróleo.
Los fracasos raramente se publican, aunque todos sabemos que se puede aprender mucho de ellos. Es práctica común de las compañías transnacionales, ya sea de servicio o las integradas para explotar hidrocarburos, sobredimensionar y publicitar “sus éxitos”, con la finalidad de aumentar el valor de sus acciones.
Las empresas públicas nacionales no son ajenas a esta práctica, ya que permite hacerle curriculum al director, subdirector o gerente en turno; en el mejor de los casos justificar el financiamiento a sus proyectos y; en algunos casos instruidos desde presidencia, respaldar préstamos para sostener al erario público.
LOS FRACASOS OCULTOS DE PEP
Sin especificar cómo y cuándo, la Secretaría Nacional de Energía (SENER), le ha establecido a PEP como meta extraer 3.3 millones de barriles de petróleo al día y pretenden alcanzar este objetivo, mediante el “aprovechamiento de capacidades técnicas y de ejecución a través de contratos de desempeño” (Estrategia Nacional de Energía, SENER, Febrero, 2010) para la producción proveniente de campos en aguas profundas y en Chicontepec; así como de los principales activos como Cantarell, Abkatún, Pol, Chuc, Ku-Maloob y Chac que están en franca o en incipiente declinación.
El cumplimiento de las metas de producción programadas es una indicación de la capacidad operativa de la empresa así como de su habilidad para prever el potencial de su desarrollo futuro.
PEP ha cumplido a nivel nacional con el Programa establecido para octubre del 2010, en cuanto a la producción de petróleo, ya que se produjeron 2,558 MBPD habiendo programado 2,431MBPD. Para Cantarell en declinación también se cumplió lo programado y para Ku-Maloob-Zaap se superó en 20,000 BPD lo estimado. Chicontepec está produciendo 44,000 bpd en vez de los 55,500 programados.
En cuanto a la producción de gas a nivel nacional, se ha sobrepasado la cuota programada; pero se tienen déficits en la cuenca de Burgos y en la de Veracruz.
En cuanto al gas natural quemado a la atmósfera se programó un volumen de 217 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) y se quemaron 461 de gas rico en condensados.
A pesar de los aparentes éxitos, son muchas las razones que hacen prever el fracaso de esa meta engañosa.
COMPLEJO KU-MALOOB-ZAAP (KMZ)
Si bien KMZ ha permitido compensar hasta ahora la declinación de la producción de Cantarell, con una extracción de más de 800,000 BPD de petróleo; ahora, que está sometido a la inyección de nitrógeno, muestra una declinación de la producción anual de petróleo en Ku del orden del 10%.
En efecto: al iniciar la inyección de nitrógeno en enero del 2009 la producción fue de 381,971 BPD y un año después, en enero del 2010 la producción fue de 337,332 BPD. Los otros yacimientos del complejo KMZ muestran ya síntomas, tanto de declinación como de invasión de pozos terminados inapropiadamente.
La inyección de nitrógeno propuesta por la compañía Netherland Sewell & Associates, ensombrece el éxito de su alta producción. Nuevamente es evidente que si inyectar nitrógeno es preferible a inyectar gas natural, como lo justificaron “por su mayor costo”, entonces en el Mar del Norte estarían aplicando esta opción, en vez de comprar gas natural importado para inyectarlo a sus yacimientos.
RESERVAS Y PRODUCCIÓN DE CHICONTEPEC EVALUADAS A LA BAJA
La prestigiada compañía Ryder Scott, especialista en certificación de reservas, entregó hace poco a Pemex el estudio que realizó para evaluar las reservas de Chicontepec. Si hubiera ratificado las reservas reportadas hasta ahora, o las hubiera aumentado, Pemex habría publicado y dado amplia difusión a los resultados de su evaluación. Por lo tanto, es lógico suponer que las reservas de Chicontepec fueron ajustadas en forma muy apreciable hacia la baja. Esa es la razón de impedir la publicación de los resultados del estudio realizado por la compañía Ryder Scott.
El Informe de Labores 2009-2010 de la Comisión Nacional de Hidrocarburos señala: “Dos indicadores clave dan muestra de que la inversión que se asigna a este proyecto no está generando valor económico, ni a corto ni a largo plazo. El proyecto arroja flujos negativos de ingreso antes de impuestos, a pesar de que se encuentra en fase de explotación (es decir, no hay beneficios en el corto plazo); al mismo tiempo, el monto de las reservas que estima el propio Petróleos Mexicanos ha declinado en el tiempo (medida por excelencia del valor económico del proyecto a largo plazo).”
En Chicontepec han fallado las siguientes aplicaciones:
REPARACIONES MAYORES: Una reparación mayor generalmente consiste en el cambio del intervalo productor a otro del yacimiento atravesado por el mismo pozo. Una reparación menor es la realizada en el mismo intervalo productor para incrementar su producción. Las cifras de producción inicial de petróleo en barriles por día, después de la reparación mayor y los obtenidos seis meses después de reparar los pozos, muestran que MÁS DE LA MITAD DE LOS POZOS INTERVENIDOS QUEDARON CON PRODUCCIÓN CERO O MENOR de la establecida como el límite económico, que es de nueve Barriles de petróleo Por Día (BPD).INYECCIÓN DE BACTERIAS: 1.- Cada tratamiento ha costado más de un millón de pesos. 2.- El incremento promedio de la producción resultó menor del límite económico que es de nueve BPD a para Chicontepec. 3.- Más del 60 % de los pozos tratados han resultado incosteables, por no incrementar la producción en más de ocho BPD.
APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL PRODUCIDO
En mayo del 2000 se inició la inyección de nitrógeno a Cantarell. Contradictoriamente desde ese día se han quemado a la atmósfera más de 1,300 millones de millones de pies cúbicos de gas rico en gasolinas, con un precio superior a los 7,000 millones de dólares; lo que permite concluir que PEP ha fallado en su misión de aplicar las mejores prácticas de la ingeniería petrolera. Cabe aquí mencionar que en Brasil la Agencia Nacional del Petróleo obligó a PETROBRÁS a eliminar la INACEPTABLE quema de 168 millones de pies cúbicos de gas que estaba quemando para producir petróleo.
