Fabio Barbosa *
Universidad Nacional Autónoma de México
fabiobarbosa_cano@hotmail.com
Para el suscrito es un honor la invitación del Frente de
Trabajadores de la Energía, afiliado a la FSM, para presentar una
exposición y un texto sobre los recursos de hidrocarburos de
México.
RESUMEN: En este trabajo se analiza el
problema de los recursos de hidrocarburos de México en el área
transfronteriza del cinturón plegado perdido en el Golfo de
México. Se examinan las actividades de las compañías
petroleras inglesas y yanquis en la frontera, se discute el problema de
cómo esas actividades están impactando, o afectarán en el
futuro, a los yacimientos de hidrocarburos de México y, finalmente,
se plantea si la única solución es la unitización y
la consiguiente reforma del artículo 27 de la
Constitución.
INTRODUCCION
En
el momento actual, la burguesía se prepara para avanzar un paso
más en el control de los recursos de hidrocarburos, lo llama la
“reforma energética”. Usando técnicas de mercadeo,
intenta ampliar la apertura a la inversión privada en
Petróleos Mexicanos (Pemex). Para justificarla, utiliza argumentos muy
endebles que rápidamente abandona, como el de que Pemex está
quebrado: De la misma manera, en el curso de la actual campaña, se
modificaron totalmente los planteamientos de que el petróleo de
México se encontraba en el umbral de su agotamiento, que las
reservas solo alcanzarían para nueve años y
hoy despliega el discurso de que el país dispone de un inmenso
“tesoro” en las aguas profundas del Golfo de México pero,
requiere asociarse con las compañías extranjeras para aprovecharlo
y “sacar al país de la pobreza”.
Recibí la
encomienda de presentar una ponencia sobre los recursos de hidrocarburos. En la
industria petrolera llamamos reservas a las distintas evaluaciones de los
hidrocarburos descubiertos en pozos perforados y denominamos
“recursos” a los volúmenes estimados en áreas
aún no penetradas por la barrena, y, por tanto, las estimaciones son
resultado de inferencias de la investigación geológica y
geofísica. En el caso de México, las hipótesis que se
han adelantado sobre estos recursos son que la mayor proporción de ellos
se ubica en el Golfo de México, como extensiones de las mismas
formaciones que han demostrado ser productoras en campos en tierra.
Debemos asentar muy claramente que las hipótesis sobre la existencia de
estos recursos, llamados “prospectivos”, ya empezaron a
confirmarse con el descubrimiento de Lankahuasa, un área frente a las
costas del Norte de Veracruz; luego, con el descubrimiento de hidrocarburos en
el pozo “Nab”, en el área Campeche Oriente y, especialmente,
en la nueva área Catemaco, con los descubrimientos de Lakach, Noxal,
Tabscoob y otros. De tal manera que, en esta oportunidad, expondré sobre
los probables recursos de hidrocarburos de México en aguas
profundas del Golfo de México, en el área transfronteriza del
Cinturón Plegado Perdido, contiguo a la frontera con los Estados Unidos.
Creo no salirme del tema asignado al abordar el examen de esa zona ahora tan
controvertida.
Considero que este examen concreto es pertinente, dada la
desinformación sobre los yacimientos transfronterizos y lo que algunos
llaman “la operación popote” y otros “el efecto
popote”.
La campaña al respecto no es nueva, se inició
desde el sexenio pasado. Vicente Fox llegó a decir que los Estados Unidos
ya estaban sacando furtivamente crudo de México [1]. Muy recientemente
Francisco Labastida, en una entrevista, también
“denunció” que “cuatro plataformas
petroleras de los EE.UU. ya estaban sacando petróleo cerca de la frontera
y sustrayendo crudo mexicano que migraba al otro lado [2].
Basados en los
planteamientos anteriores el gobierno propone un nuevo tratado internacional con
los Estados Unidos, que permita la “unitización” de
los yacimientos. Desde 2003, una comisión de senadores, encabezada por
Silvia Hernández, del PRI, inició los trabajos de redacción
del nuevo acuerdo. La “unitización” de los yacimientos
es la explotación conjunta, que requeriría modificaciones al texto
actual de la Constitución mexicana. Ampliaremos más adelante este
asunto. Al concluir el sexenio de Fox, la nueva bancada panista en la actual
legislatura, celebró una “encerrona” para recibir toda
la información sobre el nuevo tratado, según informó
brevemente el entonces Secretario de Energía, Canales Clariond, pero no
se han presentado las informaciones oficiales completas sobre este asunto [3].
En el momento actual, al frente de la ofensiva se encuentran Labastida, la
señora Kessel, titular de la Secretaría de Energía (Sener)
y el propio Pemex, que está difundiendo por televisión el
documental sobre “el tesoro” de México en las aguas profundas
del Golfo”.
Puede verse que el asunto de los transfronterizos y los
popotes es un problema específico, distinto al de la propuesta de
acelerar las actividades de exploración y explotación en todo el
conjunto de las áreas de aguas profundas.
Este texto
intentará examinar las actividades de las compañías
petroleras inglesas y yanquis en la frontera, discutirá el problema de
cómo esas actividades, están impactando, o afectarán en el
futuro, a los yacimientos de hidrocarburos de México y finalmente se
pretende un primer escarceo acerca de si la única solución es la
unitización, y la consiguiente reforma del artículo 27 de
la Constitución.
1. LAS
PERFORACIONES RECIENTES EN BLOQUES CERCANOS A LA FRONTERA MEXICO-USA EN EL GOLFO
DE MEXICO
Empecemos con señalar que esas actividades
apenas se iniciaron en la década de los noventa. Al comenzar el gobierno
de Clinton, el segmento de los EE. UU., en el Golfo permanecía intocado
por la actividad petrolera en casi la mitad de los 500 mil kilómetros
cuadrados que comprende.
Entre 1994-1995 se perforaron los primeros pozos
en el área que colinda con México, llamada
“Cañón de Alaminos”, que están ubicados muy al
norte de la misma y en una profundidad de agua de 1,500 metros.
En
1996, se realizó la primera perforación en unas estructuras
denominadas “Perdido Fold Belt”, el Cinturón Plegado Perdido,
en una profundidad de 2,200 metros; estas estructuras están en el sur de
Cañón de Alaminos acercándose a la línea de la
frontera con México. Adelantemos que este pozo ni siquiera
concluyó, quedó suspendido por un accidente mecánico.
Más tarde perforaron el Baha-2 que resultó hoyo seco. Son
informaciones sobre las que insistimos porque la información ha sufrido
diversas manipulaciones que veremos más adelante.
En 2001 se
perforó en el cinturón Perdido, el tercer pozo profundo llamado
“Trident” que resultó un importante descubrimiento. El
éxito impulsó nuevas perforaciones, Trident, a la fecha tiene dos
o quizá tres pozos, uno de ellos a cinco kilómetros de la
línea fronteriza con México, su profundidad de agua es de 2,965
metros. Este es el campo que puede extenderse hacía las aguas mexicanas,
es decir, transfronterizo. En los mapas mostrados a continuación sus
pozos aparecen a partir de 2001.
A partir del éxito de Trident se
perforaron en el área Cañón de Alaminos otros pozos. En
2003 se perforó, en el mismo paralelo, adyacente a la línea de la
frontera con México, el pozo Toledo, en poco más de 3 mil
metros, que, mostrando las tremendas ironías de la geología,
resultó hoyo seco, es decir un fracaso completo. Las siguientes
perforaciones se alejaron un poco al norte, se retiraron de la línea de
la frontera, quizá también buscando aguas menos profundas
[4]. En 2004, Chevron alcanzó un segundo gran éxito: el Great
White, con un tirante de 2, 441 metros, en un bloque alejado según
nuestras estimaciones de 20 kilómetros al norte de la frontera.
No
sabemos con exactitud cuántos pozos se han perforado. Reuniendo
aquí y allá informaciones dispersas, las fuentes consultadas
permiten conjeturar que se han realizado de 1996 a 2008, entre catorce y
dieciocho perforaciones en el área Cañón de Alamitos; de
ellas, entre cuatro o quizá cinco, han descubierto hidrocarburos [5]. Al
parecer el campo descubierto más importante es Great White.
No existen evaluaciones desagregadas de las reservas descubiertas por campo pero
contamos con las cifras de las expectativas de producción para tres de
esos campos y estimaciones de la reserva descubierta y el potencial del
conjunto de la formación productora: las arenas Wilcox del Terciario
Inferior.
A continuación, en la Figura 1, se presenta un croquis de
un fragmento de Alaminos, mostrando los bloques cercanos a la frontera con
México, en los que se ubican todos los campos descubiertos: Trident,
Great White, Gotcha, Tobago, Sivertip y Tiger. Véase que el bloque 951 de
Chevron, al oriente de Trident, se presenta sin indicaciones, en él se
encuentra el pozo Toledo.
Figura 1- Fragmento de los
Alaminos.
Fuente: Offshore, 2006.
A partir del primer descubrimiento las
perforaciones exploratorias se intensificaron. Shell, Chevron y otras
compañías se trasladaron en búsqueda de las extensiones de
la formación geológica a las áreas contiguas hacía
el oriente. Estas áreas son llamadas Cañón Keathley y
Estructuras Walker. La Figura 2 muestra la mayoría de esos
pozos.
Figura 2. UBICACIÓN
APROXIMADA DE LOS POZOS EN ALAMINOS,
KEATHLEY CANYON Y WALKER
RIDGE.
Fuente: Dave Meyer et al., “Emergence of the Lower Tertiary
Wilcox Trend in the Deepwater
Gulf of Mexico”, World Oil, mayo de 2005 (www.worldoil.com).
Para reforzar nuestro intento de ilustrar este
avance de las perforaciones exploratorias en las tres áreas mencionadas,
en la Figura 3, presentamos la siguiente colección de pequeños
mapas que nos muestran que, al comenzar la década de los noventa, ninguna
perforación de exploración había sido realizada. En
1994-1995, se presentan las primeras y, a partir de 2001, las perforaciones se
multiplican en Alaminos, Katlhen Canyon y Walker Ridge.
Figura 3- POZOS DE
EXPLORACION EN AGUAS PROFUNDAS
DE
LOS EE UU, 1992-2005.
Fuente: MMS, 2006
En resumen, a partir del éxito en
Trident, de 2001 a diciembre de 2007, se han realizado en Alaminos,
probablemente 18 (dieciocho) perforaciones de exploración
y se han descubierto 4 campos, quizá 5. La formación
geológica productora es, arenas del terciario, llamadas Wilcox, que
también se encuentran en tierra en campos de Texas y, en
México en las cuencas Tampico-Misantla y Chicontepec.
La Tabla 1
resume las informaciones dispersas, contradictorias algunas, sobre perforaciones
en el Cinturón Plegado Perdido al Sur de Alaminos.
Tabla 1- POZOS
EXPLORATORIOS PERFORADOS EN EL CINTURÓN PLEGADO PERDIDO.
No.
|
Fecha
|
Pozo o nombre del campo y/o proyecto y num. del bloque |
Profundidad
de agua (metros). |
Empresas participantes
y/o
operadora |
Observaciones
|
|
|
|
|
|
|
1 |
1996, 23 de mayo |
BAHA #1, bloque 600 |
2,321 |
SHELL
CHEVRON
EXXON
BP |
SUSPENDIDO POR ACCIDENTE MECÁNICO |
2 |
2001, Marzo. |
BAHA #2, bloque 557 |
2,375 |
SHELL
CHEVRON
EXXON
BP |
NO COMERCIAL |
3 |
2001, 1 de Julio |
TRIDENT #1, bloque 903 |
2,953 |
UNOCAL hoy
CHEVRON |
NO HAY TECNOLOGÍA DE EXPLOTACIÓN |
4 |
2001, diciembre |
TRIDENT #2, bloque 903 |
2,965 |
¿? |
NO HAY TECNOLOGÍA |
5 |
2002, noviembre |
TRIDENT #3, bloque 947 |
¿? |
¿? |
NO HAY TECNOLOGÍA |
6 |
2002, Sep., 13 |
GREAT WHITE, bloque 857 |
2,441 |
SHELL
CHEVRON
BP |
Planes de producción para 2009 |
7 |
¿? |
GREAT WHITE, bloque 857 |
2,657 |
SHELL
CHEVRON
BP |
NO HAY TECNOLOGÍA DE DESARROLLO |
8 |
¿? |
GREAT WHITE ¿bloque? |
¿? |
SHELL
CHEVRON
BP |
¿? |
9 |
¿? |
GREAT WHITE ¿bloque? |
¿? |
SHELL
CHEVRON
BP |
¿? |
10 |
¿? |
GREAT WHITE ¿bloque? |
¿? |
SHELL
CHEVRON
BP |
¿? |
11 |
2003, Noviembre 16 |
TOLEDO, bloque 951 |
3,051 |
CHEVRON
TEXACO
TRANSOCEAN |
HOYO SECO |
12 |
2004, Mayo 5 |
TOBAGO, bloque 859 |
2,934 |
CHEVRON
SHELL
NEXEN |
NO HAY TECNOLOGÍA DE EXPLOTACIÓN |
13 |
2004, Agosto |
SILVERTIP, bloque 815 |
2,812 |
CHEVRON
SHELL |
NO HAY TECNOLOGÍA DE
EXPLOTACIÓN |
14 |
2004,. Marzo |
TIGER, bloque 818 |
2,744 |
|
NO HAY TECNOLOGÍA |
15 |
2005, Abril |
DIAMONDBACK, bloque 739 |
¿? |
|
SIN INFORMACIÓN |
16 |
2006, Abril 27 |
GOTCHA # 1, bloque 856 |
2,316 |
TOTAL |
SIN INFORMACIÓN |
17 |
2006, Julio 12 |
GOTCHA # 2 |
¿? |
TOTAL |
SIN INFORMACIÓN |
18 |
¿? |
HAMMEREHAD, bloque 943 |
¿? |
|
SIN INFORMACIÓN |
Fuente: elaborado por el autor con datos de MMS, Report 2006 e
informaciones de las empresas petroleras, para los tres campos cuyo desarrollo
se ha anunciado: Chevron, “Chevron Announces it is proceeding With a Major
Oil Field Development Project in the U.S. Gulf of Mexico’s Ultradeep
Water”, News Release, 26, october, 2006.
Subrayamos que la
información a la que se puede acceder es incompleta y aún
contradictoria. Pemex ha señalado a los pozos Toledo y Hammerehad
entre los probables transfronterizos en fechas tan recientes como el año
pasado [6]; empero, desde 2004 la prensa petrolera especializada lo había
reportado como un fracaso, Toledo resultó hoyo seco. En algunos reportes
también ha señalado a Baha cuyo fracaso se ocultó por
años.
Estas imprecisiones aparecen incluso en documento internos de la
paraestatal. Existen otras contradicciones que por el momento no podemos
resolver [7]. En el cuadro anotamos cinco pozos en Great White pero para ser
precisos solo algunas fuentes apoyan el dato, entre ellas el periodista
petrolero Ray Tyson de Petroleum News, ninguna información del
gobierno de los EE. UU. o de las empresas permite apoyarla con más
seguridad [8].
Sobre Hammerehad aún no se ha publicado ningún
reporte oficial del gobierno de Estados Unidos. Desde luego, la absolutamente
imprescindible compulsa de fuentes entre la información de las empresas
del MMS y otras permitirá modificar o ratificar en el
futuro.
Concluimos este inciso señalando que los únicos
pozos en un bloque contiguo, o adyacente a la línea fronteriza con
México son los Trident. Todas las otras perforaciones y campos
están en bloques distantes a la línea fronteriza. Los pozos y
campos de Katleen Canyon y Walker Ridge no están contiguos; al sur de
estas áreas se encuentran dos áreas llamadas “Sigsbee
Scarpment” y “Amery Terrace”.
2. BARRERAS TECNOLOGICAS QUE IMPIDEN
EXTRAER HIDROCARBUROS A MÁS DE 2,418 METROS
Pasemos
ahora a examinar otro aspecto, sobre uno de los problemas tecnológicos
más apasionantes de la actual industria petrolera. ¿Cuántos y
cuáles de estos campos descubiertos están produciendo? La
sorprendente respuesta para quien por primera vez se acerque al tema, es que
ninguno. Ningún campo descubierto en Perdido o las otras
áreas profundas donde se han realizado descubrimientos a más de 2
400 metros están produciendo.
Ningún campo descubierto
en esas profundidades está produciendo porque existen barreras
tecnológicas que lo impiden. Desde luego, la demora en el arranque de la
extracción implica pérdidas para Shell, Chevron, BP, Unocal [9] y
otras empresas que realizaron las perforaciones.
La extracción o
desarrollo de un campo es más complicada que la simple perforación
de un agujero porque implica la instalación de aparejos de
producción. En el caso, puede ser una unidad flotante (FPS,
por sus siglas en inglés) o un sistema de producción submarina
llamado “Spar”. Este último tiene que ser anclado en el lecho
marino, los “árboles” con las válvulas de control
también se instalan en el lecho marino deben construirse e instalarse
sistemas de tuberías, flexibles y rígidas, y equipos de
recolección en el lecho marino, mangueras llamadas “tubos
umbilicales”. En el caso de sistemas satelitales, que recogen la
producción a una instalación central, así como otros
equipos de separación y proceso en la superficie, además, una
parte del sistema debe operar con equipos de control automatizados capaces de
funcionar a la presiones de una columna de agua de más de 2,400 metros y
a bajísimas temperaturas. En suma, es un problema mucho más
complicado que solo abrir el pozo, de ahí que tenemos que estudiar
los avances en esta otra esfera: la tecnología de
extracción.
Para ir ilustrando los progresos en esta rama, la de
tecnología de desarrollo, comenzaremos mostrando en la Figura 4 los
progresos de Petrobras, una gran empresa líder en tecnología costa
afuera. Empezó hace más de 30 años, con un pozo en 124
metros de profundidad de agua y, a la fecha, sus instalaciones de
producción les permiten alcanzar hasta 1,886 metros, están
haciendo progresos y esperan alcanzar hasta 2,000 metros en los próximos
años pero, por el momento, para Petrobras, el límite
tecnológico se ubica en 1,886 metros [10].
Figura 4- PROGRESOS DE
PETROBRAS EN LA TECNOLOGIA DE
DESARROLLO DE SUS CAMPOS EN AGUAS
PROFUNDAS.
Fuente: Profesor Ildo Luis Sauer, Universidad de Sao Paulo, Instituto
de Electrotecnica e Energia, Experiencias internacionales Petrobras-Brasil,
Presentación en el I Simposio Problemática Energética de
cara al Siglo XXI, UNAM, México, 13 de febrero de 2008.
Para
resumir, digamos que son los ingleses de la Shell y Britihs Petroleun,
así como las estadounidenses Chevron y Exxon, las únicas
empresas que han logrando tecnología para explotar campos en
profundidades mayores a los 2,400 metros.
La Figura 5 muestra los avances a
la fecha en los Estados Unidos, el nombre del proyecto o del campo y las
profundidades de agua, desde los 1, 800 metros a los 2,414, en el proyecto
más avanzado, el “Independence Hub”, que arrancó
producción el pasado septiembre de 2007, hace solo cinco meses, en un
área cercana a la costa de Luisiana. Subrayamos la lentitud de los
avances.
La Tabla 2 muestra el record de desarrollo de campos en aguas
ultraprofundas.
Figura 5- AVANCES DE LA
TECNOLOGIA DE EXPLOTACION
EN EL GOLFO DE MEXICO.
Fuente: Offshore, 2007.
Tabla 2- RECORDS DE
DESARROLLO DE CAMPOS EN AGUAS ULTRAPROFUNDAS.
PROYECTO/FECHAS DE DESCUBRIMIENTO DEL
CAMPO Y FECHA DE ARRANQUE DE OPERACIONES |
TIRANTE DE AGUA.
(pies) |
TIRANTE DE AGUA.
(metros) |
|
|
|
KEPLER Campo descubierto el 31 de agosto de
1997, entró en operaciones en 2004 en Mississippi Canyon. |
5,759 |
1,755 |
ARIEL Campo descubierto el 20 de noviembre de
1995, entró en operaciones en 2004 en Mississippi Canyon |
6,240 |
1,902 |
EAST ANSTEY Campo descubierto el 12 de
noviembre de 1997, entró en operaciones en 2003 en Mississippi Canyon
607 |
6,590 |
2,009 |
HERSHELL Campo descubierto el 1 de julio de
1989, entró en operaciones en 2003 en Mississippi Canyon bloque
522 |
6,739 |
2,054 |
FOURIER Campo descubierto el 1 de julio de
1989, entró en operaciones en 2003 en Mississippi Canyon,
695 |
6,950 |
2,118 |
ACONCAGUA Campo descubierto el 21 de febrero de
1999, entró en operaciones en 2002 en Mississippi Canyon 305 |
7,100 |
2,164 |
CAMDEN HILLS Campo descubierto el 4 de
agosto de 1999, entró en operaciones en 2002 en Mississippi Canyon,
348 |
7,216 |
2,199 |
COULUMB, Campo descubierto el 1 de noviembre de
1987, entró en operaciones en 2004 en Mississippi Canyon |
7,591 |
2,314 |
INDEPENDENCE HUB PROJECT. Arrancó
operaciones en septiembre de 2007, comprende unos 12 campos también al
Norte del Golfo de México, en el Cañón de Misisipi, bloque
920. |
8,000 |
2,438 |
Fuente: Elaboración del autor con datos oficiales del gobierno
de los Estados Unidos.
Los reportes e informes relativos a los
sistemas de producción, y sus progresos, son un aspecto muy importante
porque, cuando un proyecto pasa a la fase de diseño y
construcción, los activos, la situación financiera y las
calificaciones crediticias de las empresas, así como, otros indicadores
relacionados con el valor de sus acciones mejoran notablemente. Por ello las
empresas también pueden exagerar o introducir un matiz
“optimista” en sus informes. Todo ello explica la rígida
normatividad de la Securites and Exchange Commission (SEC). Nuestro
método consiste en considerar toda información como provisional,
someterla a múltiples compulsas y considerar, como único dato
duro, las cifras de producción.
Podemos concluir este inciso dejando
perfectamente aclarado que en el campo Trident se ha descubierto crudo, pero los
equipos para sacarlo aún permanecen a más de 500 metros de
distancia del yacimiento y, hoy, es imposible subirlo a la superficie. Desde
luego se realiza una intensa investigación pero nadie puede decir
cuándo se resolverán los problemas [11]. En la Figura 6 se indican
mapas que muestran campos en desarrollo.
Figura 6- MAPAS QUE
MUESTRAN CAMPOS EN DESARROLLO: OBSERVESE QUE EN NINGUNA DE LAS GRANDES AREAS
CONTIGUAS A LA FRONTERA CON MEXICO EXISTEN CAMPOS EN EXPLOTACION O
PRODUCIENDO.
Fuente: MMS, 2006
Podemos concluir que la intensa
campaña sobre la pérdida de hidrocarburos de México como
resultado de las actividades de las petroleras en la franja cercana a la
frontera con nuestro país en el Golfo de México oculta que, en el
campo Trident, desde 2001 todos los trabajos se encuentran suspendidos. El
campo está parado porque no hay tecnología para explotar a casi
3,000 metros de profundidad de agua. Las declaraciones de Labastida, que
hemos citado, son erróneas porque suponen que basta perforar para que
el pozo comience a producir. Así podemos concluir que, todos los
pozos en tirantes arriba de 2,400 metros, también se encuentran sin
producir.
Subrayemos, muy enfáticamente, que todo lo anterior no
equivale a negar la importancia de los descubrimientos o desconocer que existe
un importante potencial.
3. EL ANUNCIO
DE PLANES DE DESARROLLO DE TRES CAMPOS DE CAÑÓN DE
ALAMINOS
Precisemos un poco. No están en desarrollo en
este momento, marzo de 2008, pero ¿arrancarán actividades en 2010
como asegura la Secretaria Georgina Kessel?
En octubre de 2006, la prensa
petrolera difundió una sorprendente noticia: Chevron, Shell y British
Petroleum anunciaron los planes de desarrollo para los primeros
tres campos del área Perdido: Great White, Tobago y Silvertip. Lo
sorprendente era que los dos últimos se encuentran en tirantes de
más de 2,900 metros de profundidad de agua. ¿Habían
encontrado respuesta para superar las barreras tecnológicas que hemos
visto en las páginas anteriores? Las informaciones fueron escasas y, como
veremos, contradictorias. Los primeros reportes señalaron que esperaban
anclar las instalaciones de recolección, en una profundidad de
alrededor de 8 000 pies, es decir 2, 438 metros, la misma profundidad del
Proyecto Independencia Hub, y planeaban conectar las válvulas de
Silvertip y Tobago mediante tuberías en el lecho marino [12].
Se
esperaban nuevas informaciones en la Offshore Technology Conference de
abril-mayo de 2007 pero solo hubo un decepcionante silencio. Nueve meses
más tarde del primer anuncio, una pequeña empresa texana de
servicios, “Williams Co. Inc.”, anunció que se
encargaría de construir las instalaciones de producción flotantes
(floating production facility) y las tuberías de lo que llamó el
“Perdido North Project” y anunció que iniciaría los
trabajos en enero de 2008 [13]. Pero, contradictoriamente, en los reportes
anuales de Chevron, sobre sus presupuestos de inversiones en 2007 y 2008
solamente incluyen a Great White [14].
Ni la agencia del gobierno, MMS, ni
las publicaciones que hacen reportes anuales sobre los proyectos petroleros en
curso, como Petroleum Economist, hacen referencia a los dos campos
más profundos (Silvertip y Tobago) limitándose a señalar
exclusivamente a Great White.
La última noticia al respecto
parece informar que Williams Co. Inc. ha sido reemplazada y que la nueva
compañía encargada del diseño y construcción del
sistema de producción y los ductos para Great White es la francesa
“Technip” cuyas fábricas están en Mobile Alabama [15].
Los informes insisten en que los equipos de recolección de la
producción serán instalados en una profundidad de agua de
“alrededor de 8 mil pies”, es decir los 2,438 metros, no mencionan a
los campos más profundos como Tobago y Silvertip.
¿Qué
podemos concluir de lo anterior? Que el único sustento de la propaganda y
las informaciones que difunde SENER, sobre el inicio de la extracción
petrolera en los campos situados cerca de la frontera, son algunos anuncios
contradictorios de algunas empresas. Las instituciones reguladoras de los
Estados Unidos, en este caso la SEC, prohíbe difundir las expectativas de
las empresas, para no crear distorsiones o falsas expectativas entre los
inversionistas y compradores de bonos en los mercados de dinero.
Es muy
improbable que el “Perdido North Project”, como lo llamaba Williams
Co. Inc., se inicie con un solo campo, aunque sea de la magnitud que
Great White parece tener. Si no existe tecnología para el desarrollo de
campos en más de 2,900 metros podríamos anotar en nuestras
conclusiones que el desarrollo de Trident no es inminente. La Figura 7,
tomada del reporte 2007 de Chevron, nos muestra la ubicación de los tres
campos sobre los que hemos insistido. Nótese que se ubican en bloques no
adyacentes a la línea fronteriza y al norte de Trident.
Figura 7- UBICACION DE LAS
INSTALACIONES PROYECTADAS PARA
EL
DESARROLLO DE GREAT WHITE.
Fuente: Chevron, Report 2007, San Ramón, Calif., 2008.
4. INVESTIGACION DE PEMEX
SOBRE EL AREA PERDIDO
Pasemos ahora al lado mexicano frente a Trident. ¿Qué sabemos
sobre el área contigua a Trident pero en aguas de la Zona
Económica Exclusiva de México?, ¿Qué se conoce
sobre el subsuelo al sur del campo Trident?
Sin duda puede afirmarse que la formación productora se
extiende en aguas mexicanas. Hay un sistema petrolero activo, montado a ambos
lados de la línea fronteriza, pero la seguridad de que también se
encontrarán trampas estructurales o estratigráficas en las que
quedó atrapado un yacimiento, estrictamente hablando, solo se
sabrá hasta que se perfore, como lo demostró la amarga experiencia
de Toledo, pero existe una probabilidad muy alta de que ello ocurra. Las
hipótesis geológicas, hemos dicho, solo se confirman con la
barrena.
Sobre los yacimientos transfronterizos Pemex no ha informado
con seriedad y respeto a la comunidad de las Ciencias de la Tierra. En una
presentación en el Senado, entregó una definición de
yacimientos transfronterizos completamente ambigua, ininteligible, como puede
leerse a continuación en la Figura 8. Lo más sorprendente del
mapa, que ahí se incluye, es que ilustra como ejemplo de los
yacimientos transfronterizos ¡a las áreas completas de las dos
Donas!
Figura 8- MAPA PRESENTADO
POR PEMEX AL SENADO DE LA REPUBLICA.
Fuente: Senado de la República, disponible en
http://www.senado.gob.mx/comisiones/
/LXenergia/content/foros/docs/carlos_morales.pdf
La información necesaria es la relativa a las estimaciones de las
extensiones, en México, de la formación Wilcox, que ya
demostró ser productora del otro lado de la frontera. Ese estudio
comienza con el acopio y estudio de la abundante bibliografía sobre el
Cinturón Plegado Perdido y luego con sísmica, 2D, 3D y otras
técnicas de adquisición de información sobre el subsuelo.
Desde luego, la única que nos arrojará información
irrefutable es la perforación.
Aún no hemos perforado pero, en Pemex, llevamos ya más de
diez años estudiando el Cinturón Perdido. Uno de los primeros
estudios sobre esa área se realizó por PEP para la
Secretaría de Marina, Armada de México, desde 1996. En
1998, Pemex contrató a empresas canadienses para realizar estudios de
geofísica y se adquirieron 11 mil kilómetros de líneas
sísmicas; en 2002, se inició una campaña exploratoria; para
2004, ya se tenían otros 10 mil kilómetros cuadrados con
levantamientos sísmicos; y, para 2006, la cifra se había elevado a
más del doble. En la investigación y procesamiento de la
información han participado científicos mexicanos del IMP y de
Pemex, quienes incluso señalaron deficiencias y propusieron
mejorías a los extranjeros. En 2004 se tenían identificados cuatro
cuerpos geológicos transfronterizos y dos años más tarde,
en 2006, Pemex presentó en Houston, Texas, los mapas con la
ubicación y los datos de seis localizaciones mexicanas de
perforación en el área mexicana del Cinturón Plegado
Perdido [16]. Desde luego, comprendía un resumen de los trabajos de
sísmica y las profundidades de agua [17].
Figura 9- SEIS
LOCALIZACIONES DE PERFORACION EN PERDIDO.
Fuente: Pemex Exploración y Producción, “Deepwater
Exploration in Mexico”, Presentación en el Royal Norwegian
Consulate, en Houston, Texas, March 6 th, 2006
En la Figura 6 se
indican las localizaciones de Perforación en Perdido. En la Tabla 3, se
presenta los datos de las seis localizaciones de perforación,
presentadas por Pemex en Houston, en la parte mexicana del área del
Cinturón Perdido, es decir, frente al campo Trident.
Tabla 3- LOCALIZACIONES
MEXICANAS EN EL ÁREA PERDIDO, FRENTE A TRIDENT.
Localización |
Profundidad de agua |
|
|
1. MAGNÁNIMO |
2,520 |
2. ALAMINOS |
2,888 |
3. MAXIMINO |
2,891 |
4. PEP |
2,940 |
5. CHACHIQUÍN |
3,216 |
6. AFÓTICA |
3,350 |
Fuente: Pemex Exploración y Producción, “Deepwater
Exploration in Mexico”, presentación en el Royal Norwegian
Consulate, en Houston, Texas, March 6 th, 2006 [Una amplia reseña de esta
presentación se publicó en el artículo “Presenta
Pemex el Plan para Aguas Profundas”, Petróleo y
Electricidad, Año 11, número 103, abril de 2006; más
tarde, en julio de 2006, se publicó la misma información en el
artículo ya mencionado de Lyle en Heart’s
E&P].
Estas son las localizaciones mexicanas en la
formación geológica transfronteriza que el gobierno pretende se
perforen en asociación con las trasnacionales. Dos de ellas son
localizaciones inaccesibles por su profundidad. En ningún lugar
del mundo se ha logrado perforar a más de 3,050 metros.
¿Es
urgente para México que Pemex perfore las localizaciones
“Magnánimo”, “Alaminos”, “Maximino” y
“Pep”, entre 2,520 y 2,940 metros de profundidad de agua? ¿Es
urgente perforar pozos que, aunque fueran exitosos, no existe
tecnología para explotarlos? ¿Para la perforación de esos
pozos debe modificarse la Constitución de 1917?
En el caso de tener
éxito ¿Pemex también se quedaría con los pozos
abandonados, paralizados, aguardando que se desarrolle la tecnología de
explotación?
¿Sería una inversión que
quedaría congelada esperando que se desarrolle tecnología?,
¿Se propone perder dinero, realizar una inversión cuya
recuperación estaría pendiente por un tiempo indeterminado?
5. REFORMA CONSTITUCIONAL CON NOMBRE Y
APELLIDO
Un asunto sobre el que la propaganda insiste es que
se asociaría con empresas estatales, como Petrobras y las noruegas. Desde
luego nadie puede negar que esas empresas han logrado convertirse en
líderes en la exploración, perforación y explotación
de campos marinos en aguas profundas. Una comisión del Senado ha visitado
esos países pero no preguntaron sobre una cuestión clave: la
tecnología.
Como vimos en la Figura 5, la tecnología
brasileña de desarrollo de campos se encuentra en el límite de
1,800 metros. Estudios recientes aseguran que, apenas aspiraba a alcanzar
los 2,000 metros de profundidad de agua para el año 2010
[18].
6. LA “UNITIZACION”
¿ES LA PRIMERA Y ÚNICA MEDIDA QUE DEBE ADOPTAR
MÉXICO?
Desde el sexenio anterior, con el peculiar
estilo de lanzar globos sonda, los voceros del gobierno pregonan que la
solución al problema de los yacimientos transfronterizos es la
“unitización” y, por consiguiente, la reforma de la
Constitución.
La unitización significa la explotación
del yacimiento transfronterizo como una sola unidad y un operador único,
tiende a evitar la competencia, que dañaría al yacimiento, si
distintas compañías extraen por separado cada una dentro de sus
fronteras. La unitización o explotación conjunta implica la
reforma del artículo 27 de la Constitución.
¿Existen
otras soluciones? o, ¿mientras no se llegue a un acuerdo “seguiremos
perdiendo hidrocarburos”, como asegura el Senador Labastida?
Los
litigios, las formas de acuerdo en controversias, es un terreno que pertenece a
los juristas pero daremos algunas informaciones sobre experiencias
internacionales respecto a yacimientos transfronterizos.
En un reciente
trabajo el Doctor Javier Estrada [19] enumera algunas experiencias
internacionales, en el caso de Austria y Checoeslovaquia. Lo primero que
hicieron, antes de consumar un “matrimonio ineludible”, “un
matrimonio de conveniencia”, antes de modificar sus leyes fundamentales,
fue conocer el problema, estudiarlo. Esos dos países
acordaron formar una Comisión Técnica Binacional, sin
referirla a un área geográfica determinada, para definir
cuáles y dónde se localizaban los yacimientos comunes de
petróleo y gas natural.
Dicha Comisión Técnica
Binacional, estaba dotada de autoridad para estimar la extensión y el
volumen de los recursos in situ [20].
El mismo trabajo del Dr.
Estrada nos permite conocer una variante en el caso del Mar del Norte, Noruega y
el Reino Unido en 1976, comenzaron con un acuerdo para definir las
áreas geográficas precisas donde se ubicaban los recursos
transfronterizos [21].
¿No sería más pertinente que,
antes del “matrimonio por conveniencia”, México adoptando el
ejemplo de esos países, definiera qué yacimientos son
transfronterizos y dónde se ubican? Debemos considerar que los estudios
de sísmica, sobre las localizaciones mexicanas, parecen indicar que los
yacimientos mexicanos (Afótica, Maximino, Pep, y las otras localizaciones
resultan exitosas), están a mayor profundidad, es decir, se comparte
la formación geológica pero no el mismo
depósito.
El Doctor Estrada menciona casos, en el que se
estableció una zona de desarrollo conjunto pero subdividida en subzonas,
en las que cada país desarrolla sus recursos; un esquema de ese tipo no
requeriría de modificaciones a la Constitución. La
República Federal Alemana y Holanda, en 1962, llegaron a un acuerdo para
establecer una zona de desarrollo conjunto, dividida por una línea
provisional que separó las dos sub-zonas, una para cada país En
otro caso se establecieron tantas sub-zonas como sean necesarias, como en el
caso de Japón y Corea, en 1974 [22].
En los casos de yacimientos
transfronterizos en países del sureste asiático, Australia, Papua
y Nueva Guinea lograron acuerdos para establecer zonas protegidas. Australia e
Indonesia lograron en 1989 acuerdos de cooperación, subrayamos con
negritas para indicar que la explotación conjunta, la alianza
estratégica o la unitización no son la única
solución [23].
Dijimos que la unitización significa la
explotación del yacimiento como una sola unidad y un operador
único. Esta última podría mover libremente su personal y
equipos de un lado y otro de la frontera, resolver los problemas de seguridad,
inspecciones, impuestos, transferencia de derechos y otros asuntos.
Señala Estrada que, en este tipo de acuerdos, usualmente participan
múltiples inversionistas para diversificar el riesgo involucrado y las
cláusulas de los acuerdos detallan los porcentajes que pertenecen a cada
inversionista, basados en una variedad de factores pero, sobre todo, en el
capital invertido [24].
El texto del nuevo tratado internacional, que
ya redactó la Comisión de Silvia Hernández desde el sexenio
de Fox, debería ser conocido ¿México aportaría
recursos de inversión? o ¿solo los recursos del subsuelo?
7. EL LLAMADO EFECTO
POPOTE
Debe comenzarse por despejar una confusión en el
planteamiento: si se alude a la posibilidad de que, desde los Estados
Unidos se realicen perforaciones horizontales, pozos con un tramo
vertical de 2 mil ó 3 mil metros y, luego, un tramo horizontal de
otros 6 ó 7 mil metros para cruzar la línea fronteriza y
saquear a México, como lo planteaba el presidente Fox, la
rechazamos; perforaciones de ese tipo son inviables. Si fuera el caso, el
procedimiento jurídico a seguir es cortar la tubería en el punto
que penetra al subsuelo de México e iniciar un litigio para exigir el
pago de lo robado. Realmente es un planteamiento ridículo que solo un
individuo tan obtuso como Fox pudo formular.
Aunque los espots no lo
explican, por efecto popote puede entenderse también la afectación
que sufre un depósito común con la extracción realizada en
cualquiera de sus segmentos. Si un campo transfronterizo es explotado en alguno
de sus sectores, el conjunto del yacimiento pierde presión y aún
pueden darse fenómenos de migración de fluidos hacía la
región perforada, donde los equilibrios internos han sido rotos y la
presión interna se ha abatido. Este fenómeno se ha presentado en
los yacimientos contiguos pero su ocurrencia depende de un conjunto de factores
como la permeabilidad de las rocas, el radio de drene de los pozos, la
existencia de fracturas en las formaciones geológicas. Antes de pasar a
proponer la reforma de Constitución son necesarios estudios concretos.
Las primeras perforaciones en el Cinturón Perdido, es decir los
pozos Baha, tuvieron como objetivo rocas carbonatadas del Jurásico.
Irónicamente, descubrieron una potente formación de arenas del
Terciario Inferior, similares a las arenas de Burgos y de algunos estratos del
área Chicontepec, ellos las llaman “arenas Wilcox”.
Los pozos en esas formaciones tienen un radio de drene muy corto y las arenas se
caracterizan por una fuerte cementación, son yacimientos
compartimentados, en ellos no se presentan los fenómenos de
comunicación de las calizas fracturadas.
En suma, lo que existe hoy
son dos o tres agujeros perforados; son necesarios informaciones y estudios
más completos.
8. FIN DE LA
MORATORIA EN LA DONA OCCIDENTAL
Un problema con cierta
relación, pero distinto, es el de las Donas. Como se sabe, se llama
así a dos espacios más allá de las 200 millas y por tanto
aguas internacionales; la Occidental, está ubicada muy lejos de Alaminos,
colindaba mayormente con el área Cañón Keathley y, en
parte, con las Estructuras Walker. El tratado “Albright-Green” [25],
lamentablemente, aceptó que a México le correspondiera la parte
más profunda, con tirantes de agua de 3,000 a 3,800 metros. En este
momento no hay tecnología de perforación para
intentar acercarse a esas profundidades, justamente llamadas la “Planicie
Abisal”; desde luego, tampoco existe tecnología de
explotación. Finalmente y no menos importante, en los archivos del Senado
están las evaluaciones que entregó Pemex del potencial de esa
área Según Pemex, no hay estructuras por lo que
estimó recursos in situ, muy pobres, de 2,500 millones. ¿Por
qué pobres? Porque con un factor de recuperación de 20 por ciento,
podrían convertirse en reservas de 500 millones pero distribuidos en los
17,190 kilómetros cuadrados de toda la Dona, es decir, los 10,620 que le
tocaron a México y los 6,570 de los Estados Unidos.
De manera que,
cuando en 2010 concluya la moratoria sobre una franja en la que hoy no se pueden
realizar perforaciones, no ocurrirá nada, nadie puede perforar en
más de 3 kilómetros de
profundidad.
9. LA SITUACION EN LA DONA
ORIENTAL
Un asunto distinto es el de la situación de la
Dona Oriental. Recordemos que se ubica al norte de Yucatán, oeste de
Florida y noroeste de Cuba. Ese espacio, legalmente, sigue siendo aguas
internacionales sobre las cuales tienen derecho México, Cuba y los
Estados Unidos pero, desde el año de 2006, el gobierno de Bush
está publicando mapas en los que la presenta como parte de las aguas
patrimoniales de los EE. UU. declarándola como zona disponible
para licitación [26].
Presentamos a continuación tres mapas
para mostrar la situación actual de las Donas. La Figura 10 muestra con
líneas verdes la parte de la Dona Occidental que correspondió a
los EE.UU., en el tratado de 2000 y, también en líneas verdes, la
superficie de la Dona Oriental.
Figura 10- LAS LINEAS
VERDES INDICAN EL LIMITES DE LAS 200 MILLAS
DE LOS ESTADOS UNIDOS.
Fuente: MMS, tomado de Javier Estrada, ob. cit., 2007
El mapa anterior solo nos muestra el área de la Dona Oriental, una nota
aclara que no implica la determinación de fronteras. En la Figura 11, un
nuevo mapa nos muestra una reciente medida de W Bush: la división en
cerca de 30 mil bloques de sus aguas en el Golfo. El espacio de la Dona Oriental
se presenta formando parte de una nueva área llamada
“Florida Plain”.
Figura 11- LA NUEVA
DIVISION DE AREAS Y BLOQUES: MAPA SEÑALANDO NUEVAS AREAS DEL GOLFO DE
MÉXICO EN LOS SECTORES CENTRAL Y OCCIDENTAL.
Fuente: MMS, Julio 2006.
Finalmente, el mapa de la Figura 12 nos
muestra que, por lo menos una parte del espacio de la Dona Oriental, es
presentada como área “available for leasing”, es decir,
“disponible para licitación”.
Figura 12- MAPA OFICIAL
DEL GOBIERNO DE BUSH PRESENTANDO COMO
“AVAILABLE FOR LEASING”
EL AREA DE LA DONA ORIENTAL
Fuente: MMS, 2007.
10. PROPUESTAS
1. Es necesario un nuevo tratado o acuerdo con los Estados Unidos, para la
distribución equitativa de la Dona Oriental, que implicaría la
negociación de una nueva frontera en el Golfo de México,
más allá de las 200 millas. México tiene que defender sus
intereses en las aguas internacionales del Golfo de México. El nuevo
tratado debe respetar los derechos de México y de Cuba, es un asunto
urgente.
2. En relación a los yacimientos transfronterizos, repetimos las
propuestas formuladas desde 2004 en el Seminario sobre el petróleo en el
Golfo de México, organizado por el IIEc-UNAM: Pemex debe acelerar sus
preparativos para realizar, con sus propios recursos, o auxiliado con contratos
de servicio, perforaciones profundas, incluida, en el momento oportuno,
las perforaciones en las áreas fronterizas. La localización
“Pep” se está estudiando desde el sexenio de Zedillo y se han
gastado en su estudio decenas de millones de pesos.
3. Por otro lado, es necesario exigir a la Sener, Pemex y al Senado que
informen permanentemente lo que saben sobre las actividades de las petroleras en
la frontera en el Golfo de México y sobre el texto ya avanzado del nuevo
tratado que pretenden realizar.
4. El arranque de la producción en el campo Trident, no es
inminente. De requerirse nuevos acuerdos al respecto, podrían ser de
intercambios de información. Rechazamos los acuerdos de
unitización.
5. Entretanto, Pemex debe informar ampliamente sobre las actividades que
ya están en curso en aguas profundas al Sur del Golfo de
México. Entre ellas, el proyecto más importante es el desarrollo
de Lakach, en aguas de casi 1,000 metros de profundidad, frente a Catemaco. Este
proyecto ahora denominado “Coatzacoalcos Marino”, dispone de
algún presupuesto para su desarrollo aprobado en diciembre de 2007 por la
Cámara de Diputados. Información de los EE.UU. permite asegurar
que Pemex intenta apresurar su explotación. El pueblo de México
debe ser enterado de estas actividades [27]. La información objetiva y
veraz es necesaria para tener un diagnóstico correcto y para que puedan
formularse alternativas sólidamente apoyadas. ¿Abandonar toda
actividad en las aguas profundas puede ser parte del programa de los obreros,
los sindicatos y las fuerzas que empujan porque este país alcance grados
de autonomía tecnológica?
Por otro lado, todos los
estudios de compañías extranjeras y del propio Pemex, coinciden en
que el mayor número de oportunidades y los más altos
volúmenes del potencial petrolero se encuentran en el proyecto
Coatzacoalcos, hoy llamado Coatzacoalcos Marino, y otras cuencas profundas del
Sureste. Continuar las actividades en éstas, con personal y
técnicos de Pemex, podría permitirnos estar en mejores
condiciones cuando verdaderamente los desarrollos de la tecnología de
desarrollo de campos a profundidades de cerca de 3000 metros, coloquen en la
agenda el problema de los yacimientos transfronterizos.
REFERENCIAS[1]
“Estados Unidos está
extrayendo gas natural de territorio
mexicano...mientras tanto nosotros aquí esperando a ver si el Congreso
tiene a bien, algún día de estos, aprobarnos las reformas”,
nota de Margarita Palma, “EU nos roba gas y petróleo con la
operación popote, acusa Fox. Urge al Congreso de la Unión a tomar
decisiones”,
El Financiero, 31 de marzo de 2004, p. 10
Sección Negocios. Cabe aclarar que Felipe Calderón, entonces al
frente de la Secretaría de Energía, desmintió las
aseveraciones.
[2] “Cuatro plataformas de EU
extraen
petróleo en frontera con México, Estados Unidos, tiene más
de 150 plataformas que están trabajando en el Golfo de México, y
el riesgo existente es que se registre el efecto “popote”. Ello
debido a que por lo menos nueve plataformas realizan labores muy cerca del
límite de la zona fronteriza con México y, de éstas,
específicamente cuatro plataformas se encuentran entre cuatro y cinco
kilómetros de distancia”. “Esto significa
—añadió—, que Estados Unidos está realizando
labores de extracción de crudo en yacimientos que hidráulicamente
está conectados con lo que, al sacar el petróleo, las
compañías norteamericanas provocarán que México
pierda crudo en los yacimientos de la parte que le corresponden y se corre el
riesgo de que el petróleo migre y lo obtenga Estados Unidos”. Nota
de Cecilia Higuera,
La Crónica de Hoy, 4 de febrero de
2008.
[3] Véase, “La próxima batalla: reformar la
Constitución para explotar yacimientos transfronterizos”,
Petróleo y Electricidad, año 11, número 108,
noviembre-diciembre de 2006.
[4] Se llama isobatas a la medida de la
profundidad de la superficie del agua, al
lecho marino. No tenemos un
mapa detallado de las isobatas de Alaminos, por ahora, solo tenemos datos que
permiten conjeturar que la profundidad se va acentuando hacía la frontera
de México Abundaremos más adelante cuando examinemos datos del
área del Cinturón Plegado Perdido en su franja
mexicana.
[5] Las incertidumbres resultan de que, en el caso de Gret
White, algunas revistas especializadas informan de cinco pozos pero la
institución reguladora Mineral Managements Service, dependiente del
Departamento del Interior no ha publicado los mismos números. En el caso
de Trident, en tanto que la empresa perforadora Unocal informó de tres
pozos, esa información no ha sido confirmada por Chevron, la actual
propietaria. Sobre los descubrimientos existe una situación similar,
aún no se cuenta reportes oficiales sobre de pruebas de producción
de algunos pozos.
[6] Carlos Morales Gil enlistó entre los
probables yacimientos transfronterizos “sobre todo en el área
Perdido, a Great White, Trident y Toledo, los cuales se encuentran impregnadas
de hidrocarburos”, en la nota de Noé Cruz Serrano, “Pemex no
va por alianzas estratégicas. En yacimientos compartidos, prevé
plan conjunto con firmas externas”,
El Universal, 29 junio de
2007.
[7] Por ejemplo: algunas fuente señalan a
Tobago en
el bloque 815 y a
Silvertip en el bloque 771, a Great White en el bloque
874 y a Trident, en el bloque 859, como puede verse en un croquis de Chevron que
publicamos líneas adelante y que contradice mapas de UNOCAL publicadas
con anterioridad
.[8] Véase Ray Tyson,
“Shell group chooses subsea pipelines over FPSO for offshore Perdido
development”,
Petroleum News, de Tulsa, Ok, Vol. 12, no. 32, week
of august 12, 2007.
[9] En el cuadro sobre perforaciones de
exploración señalamos que Unocal, realizó las perforaciones
de los pozos Trident, el campo probablemente transfronterizo, entre 2001 y 2002,
tres años más tarde Unocal enfrentaba dificultades
económicas y se puso en venta, la China National Oil Offshore
Corporation, pretendió adquirirla ofreciendo 18,500 millones de USD pero
el gobierno de los EE UU impidió esa operación. Finalmente, Unocal
fue adquirida por 17,000 millones [¿?] de USD por Chevron. Desde luego, no
estamos en condiciones de afirmar que el fracaso de Unocal se deba
exclusivamente al problema de Trident.
[10] Desde luego, en
perforaciones de
pozos de exploración, Petrobras supera esa marca
y, a la fecha, podría alcanzar los 3,000 metros.
[11] El cuadro
anterior muestra como hay campos que esperaron diecisiete años para el
arranque de su producción, como Coulumb, descubierto en 1987 y que solo
empezó a producir en 2004, cuando la tecnología pudo lograr la
explotación en profundidades de 2, 314 metros. Pasaron
tres
años para que la tecnología avanzara otros 150 metros, como se
confirmó en la última conferencia de la Offshore Technology
Conference, celebrada en Houston, Texas, del 30 de abril al 3 de mayo de 2007,
en los que anunciaron la inminencia del inicio de producción del
Independence Hub Project en 2,438 metros. Véase nuestra amplia
reseña del evento en “Inviable por ahora, explotar yacimientos
transfronterizos. Barreras tecnológicas para su desarrollo”,
Petróleo y Electricidad, año 11, número 111,
julio-agosto de 2007, p. 11.
[12] Véase: “Spar planned for
Perdido fields in ultra-deep Gulf”,
Offshore, 26 de octubre de 2006
(
http://www.offshore-mag.com/articles/article-display.cfm?ARTICLE-ID
275805).
[13] Véase: “Williams Plans to Expand its Deepwater
Gulf of Mexico Business”.
[14] Véase “Major upstream
spending in 2008 includes projects in the following areas: U.S. Gulf of Mexico
-- deepwater exploration and development, including Tahiti, Great White, Blind
Faith, Jack and St. Malo, Chevron Announces $22.9 Billion Capital and
Exploratory Budget for 2008”
(http://investor.chevron.com/phoenix.zhtml?c=130102&p=irol-news
Article&ID=1084856&highlight=GREAT%20WHITE).
[15]
“Shell awards Technip Deepwater Field-Development Contract”
(http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=55441).
[16] La noticia fue publicado en los Estados Unidos en diversas revistas
especializadas, entre ellas la nota del geólogo Don Lyle, en una de las
publicaciones más reconocidas sobre la industria petrolera costa afuera:
Hart’s E&P: Don Lyle,
“Mexico zeroes in on deep water. Pemex hooks big pay in deepwater Gulf of
Mexico”, July 4, 2006 (
www.hart’s
e&p net.com). Véase también
Petróleo y
Electricidad, año 11, número 103, abril de 2006.
[17]
Pemex adquirió, de 2002 a 2005, más de 25 mil kilómetros
cuadrados de líneas sísmicas 3D y cuenta con 38 proyectos
exploratorios. Específicamente, en el área Perdido, la
información en EE. UU. enfatizó en los siguientes tres
prospectos: “
Afótica”, el más profundo
en 10,991 pies equivalentes a
3,350 metros, “
Maximino-1 en
9,485 pies, es decir, 2,891 metros de profundidad de agua y “
Pep-1
en 9,646 pies, es decir, 2,940 metros: “From 2002 to 2005, Pemex acquired
9,858 sq miles (25,558 sq km) of 3-D seismic and 28,092 miles (45,236 km) of 2-D
seismic. Pemex explorationists found 38 exploratory projects [...] Among
prospects identified were Alaminos Canyon and Maximo on the US-Mexico border
opposite the prolific Alaminos Canyon group of discoveries on the US side, and
Magno. Afotica is the deepest prospect in 10,991 ft (3,350 m) of water southeast
of the Alaminos Canyon complex on the US side of the border. Plans now call for
Pemex to drill the Maximino-1 in 9,485 ft (2,891 m) of water and the Pep-1 in
9,646 ft (2,940 m)...”,
Ibíd.
[18] A
continuación transcribimos textualmente un fragmento completo de un
informe del Doctor Rod Westwood y otros de la Consultoría, Westwood Ltd:
“The Latin America region is dominated by Brazil
in terms of deepwater
activity. National operator Petrobras has established itself as a pioneer in
the use of innovative technology
to achieve production from water depths in
excess of 5,906 ft (1,800 m). Over the period to 2010, the operator is expected
to move into water depths exceeding 6,562 ft (2,000 m)”.
(Deep water enjoys growth surge analysis shows
optimistic future for deepwater operations,
www.eandpnet.com, 2006).
[19] Javier
H. Estrada, “Trans-Boundary oil and gas fields between Mexico and the
USA”, paper presented in 27
th USAEE/IAEE North American
Conference, Houston, Texas, September 16-19, 2007.
[20]
“Establishing common deposits of oil and natural gas, not referring to a
particular geographical area but to a certain deposit, the extent of which would
be determined by the States Parties through a mixed Technical Commission,
empowered to calculate the resources in situ” (Javier H. Estrada,
Ob.
Cit.).
[21] “To define precise geographical areas in connection
with the resources (Norway-UK, 1976)”,
Ibíd.
[22]
“To establish a joint development zone, divided by a provisional line
separating two sub-zones, one for each country (Federal Republic of Germany-The
Netherlands, 1962) or as many sub-zones as needed (Japan-Korea, 1974”,
Ibíd.
[23] “To define a delimitation scheme setting
up a protected zone (Australia-Papua New Guinea, 1978) or a Cooperation Zone,
defined by geographical coordinates and divided into areas (Australia-Indonesia,
1989)”,
Ibíd.
[24] “Unitization. It is used
worldwide in private joint development agreements. Almost every well drilled in
the GoM has multiple investors to diversify the risk involved. Each agreement
details the percentages owned by each party based on a variety of factors,
but most noticeably capital investment”,
Ibíd.
[25] Así llamado por los nombres de la Sra.
Madeleine Albright, del Departamento de Estado en el gobierno de Clinton y
Rosario Green, Secretaria de Relaciones Exteriores del gobierno de Zedillo que
formalmente aparecen como firmantes; en realidad no hubo ninguna
negociación, como lo aclaró años más tarde el
Embajador Palacios Treviño. Al respecto, véase: Jorge Palacios
Treviño,
La defensa del petróleo mexicano al trazarse la
frontera submarina con Estados Unidos, México, Universidad
Iberoamericana, 2003, y la reseña de ese libro en: “Hoyos de Dona.
Nuevas revelaciones”,
Petróleo y Electricidad, año 9,
número 92, febrero de 2004.
[26] Véase Fabio Barbosa,
IIEc-UNAM y Luis Eduardo Segura, ESIA-IPN, “Bush engulle la Dona”,
Petróleo y Electricidad, año 11, número 113,
noviembre de 2007.
[27] Pemex ha empezado a “rodar” opciones
de desarrollo para su primer campo descubierto, incluyendo una plataforma
flotante y esquemas de desarrollo submarinos en las aguas profundas del Golfo de
México “Pemex studies Lakach options”, by upstream staff,
“Mexican state oil company Pemex has started screening development options
for its Lakach field discovery, including a floating platform and subsea field
development scheme in the deep-water Gulf of Mexico”,
http://www.upstreamonline.com.
(September 28, 2007.Unas semanas más tarde, una nueva nota: “Pemex
maps a strategy in deep waters”, “Mexican state-run oil company
Pemex expects to have a conceptual engineering plan for a Gulf of Mexico
deep-water processing platform ready by the end of the year, October 20, 2007
(
http://www.upstreamonline.com).
Dias después, “Lakach on the latch” [Lakach en el picaporte]
Pemex, ansioso de dar el golpe de salida a su primer desarrollo en aguas
profundas, está considerando ofrecer un contrato por un sistema de
producción submarino que quiere instalar en su prometedor descubrimiento,
Lakach (“Mexican state-owned oil company Pemex, eager to kick off its
first deep-water development, is poised to tender a contract for the subsea
production systems it wants to install at its promising Lakach discovery”,
(http://www.upstreamonline.com. October 26, 2007).
* Dr. Fabio Barbosa, investigador del Instituto de Investigaciones
Económicas
de la Universidad Nacional Autónoma de México.
Comisión de Energia
