Aguas profundas; la exploración petrolera en México se remonta a comienzos del siglo pasado.
Es decir, hace 120 años. Los retos, desde entonces, se mantienen vigentes en todos los segmentos: campos terrestres, aguas someras, aguas profundas y ultra profundas.
La historia petrolera de México inició en mayo de 1901, cuando el pozo terrestre La Dicha-1.
Localizado en el área de Ébano en San Luis Potosí, comenzó con una producción inicial de 50 barriles por día. Entre 1901 y 1903, se perforaron 19 pozos.
Sin embargo, fue hasta abril de 1904, con la perforación de pozo terrestre La Pez-1, con una profundidad de 501.5 metros y una producción de 1,500 barriles de aceite por día.
Como inició la producción comercial de petróleo. El pozo se localizó en las calizas fracturadas del Cretácico Superior en la misma área de Ébano.
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Posteriormente, a partir de 1972, se comenzó con la exploración en aguas someras por las Cuencas del Sureste.
En 1976, inició la explotación de depósitos submarinos en la Sonda de Campeche; y la constante exploración submarina dio pie a la conformación del complejo Cantarell.
Exploración a profundidad
La exploración en aguas profundas comenzó hasta 2004 con la perforación del pozo Nab-1 en un tirante de agua de 680 metros.
En 2006 se llevó a cabo la perforación de los pozos Noxal-1 y Lakach-1 en tirantes de agua de 934 y 988 metros, respectivamente. Ambos resultaron productores de gas.
En 2007 se perforó el pozo Lalail-1 ubicado a 805 metros de profundidad, productor de gas.
En ese mismo año, comenzó la perforación del Lakach-1, un tirante de agua de 988 metros, localizado a 123 kilómetros al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche.
Para 2015, con 13 pozos exploratorios en el área del Cinturón Perdido, la actividad en aguas profundas de Golfo de México, comenzaba a elevar las expectativas.
Después, con la aprobación de la Reforma Energética en 2014, llegaron operadoras privadas.
Y fortalecieron la exploración profunda, principalmente, en áreas de la frontera del Golfo de México Profundo.
Aumenta actividad exploratoria
Con la apertura del mercado petrolero en México hace seis años, la actividad de exploración aumentó en todos los segmentos: terrestre, someras, profundas y ultra profundas.
De acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH); de 2015 al primer trimestre del 2021, se han reportado 77 pozos exploratorios exitosos. Los cuales pueden considerarse descubrimientos exploratorios.
De esos descubrimientos, 20 han sido terrestres. De los cuales, el 90% corresponde a Pemex y el 10% a Newpek.
En aguas someras, el área con mayor éxito exploratorio en México, se han perforado 37 pozos, de los cuales la empresa productiva del Estado ha perforado el 86%.
Mientras que Hokchi Energy, ENI y Talos Energy han perforado el otro 14%.
En lo que se refiere a aguas profundas y ultra profundas, se han perforado 20 pozos exitosos; de los cuales, Pemex ha perforado 15, Repsol 2, y Murphy, Shell y CNOOC un pozo.
Si bien la contingencia sanitaria ha hecho que se desfasen muchas de las actividades consideradas en muchos de los planes, la operación no se ha detenido.
Eso se puede observar en los últimos contratos de las rondas de licitación, que se firmaron de 2018 a la fecha, y que han ejercido ya aproximadamente el 50% de la inversión aprobada dentro de los planes de exploración.
Durante los últimos 5 años, de un total de 112 pozos de exploración (incluyendo delimitadores) que se han perforado en aguas someras.
En todo el Golfo de México, 91 corresponden a México, mientras que sólo 21 se han perforado en aguas territoriales de los Estados Unidos.
Sin embargo, en lo que corresponde a aguas profundas y ultra profundas, los resultados se invierten, ya que, de 317 pozos exploratorios perforados (incluyendo delimitadores).
Solamente 43 corresponden a México y 274 a los Estados Unidos. Con esa radiografía, se puede afirmar que todavía falta mucho por explorar y perforar en la región de Golfo Profundo, principalmente del territorio mexicano.
Ajuste en la ruta de exploración
Sin embargo, ahora que la industria petrolera mexicana comienza a experimentar una reactivación gradual y sostenida de sus actividades, tras el peor colapso de su historia.
Como resultado de la caída mundial de los precios de hidrocarburos por el impacto de la pandemia, Los principales operadores están enfocando sus recursos y capacidades hacia los proyectos de mayor rentabilidad.
La apuesta de la mayoría de las empresas se está enfocando en los campos que demandan un menor costo de producción.
En el caso de México, Pemex ha descartado por completo destinar nuevas inversiones en aguas profundas durante la actual administración. Enfocará sus capacidades en campos terrestres y aguas someras.
Y es que como se sabe, extraer petróleo a una profundidad superior a 500 metros por debajo de la superficie marina es muy costoso.
Asimismo, la primera gota de aceite comercial se obtiene en un plazo mínimo de siete años.
Incluso, transnacionales como Exxon, Total, BP, Shell, Chevron, ENI, CNOOC, Equinor, BHP Billiton y Repsol.
Que cuentan con expertise, recursos e infraestructura para embarcarse en tipo de proyectos, están ajustando sus estrategias de exploración.
El potencial de aguas profundas
El potencial de México en aguas profundas ha sido reconocido tanto por Pemex como por empresas de análisis petrolero internacional.
Antes de la pandemia, un reporte de la firma McKinsey señaló que México podría aportar alrededor de 300,000 barriles diarios de crudo de sus aguas profundas para 2030.
Otro reporte, de la Agencia Internacional de Energía, estimó que la producción podría alcanzar los 900,000 barriles diarios para 2040.
Sin embargo, a pesar de este potencial, las expectativas sugieren que Pemex priorizará sus actividades de exploración en aguas someras de las cuencas del sur y sureste del país.
Así como en campos terrestres. Este cambio de timón está enfocado en una generar mayor rentabilidad en proyectos de menor costo.
Cabe la pena mencionar, que los proyectos de aguas profundas son respaldados por 27 contratos adjudicados en las rondas 1.4 y 2.4 de la Reforma energética.
Los contratos en México van adelante en su calendario, sin embargo, no a la velocidad inicialmente estimada.
Y es que los prospectos han resentido también las secuelas de la pandemia.
Empero, muchas de las empresas que ganaron las licitaciones y que se comprometieron a perforar 31 pozos en aguas profundas.
Ya han recibido luz verde por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos para comenzar sus trabajos.
De acuerdo con la CNH, México cuenta con 112, 800 millones de barriles de petróleo crudo equivalentes en recursos prospectivos.
De los cuales, 23,900 millones de barriles o el 22% se encuentran en aguas profundas o en la zona conocida como el Golfo Profundo.
Trion, la joya de la corona
Pemex y BHP Billiton conforman la primera alianza (Farmout) entre el sector privado y la empresa estatal derivada de la Reforma Energética.
Trion, que contempla una inversión de 11,000 millones de dólares, se ubica a 130 kilómetros de la Ciudad de Matamoros Tamaulipas.
El yacimiento se ubica a más de 2,500 metros de profundidad y se estima que cuenta con reservas por 485 millones de barriles de crudo.
La firma australiana ha desembolsado 5,510 millones de pesos para estudios de subsuelo marino, adquisición de sísmica y cuota contractual en fase de exploración, entre otros.
Timothy Callahan, director general de BHP Billiton México, informó a comienzos del año que el proyecto de Trion se ubicaba en la fase de pruebas sísmicas.
Al término del primer trimestre de este año, la petrolera concluyó con la adquisición y procesamiento de información sísmica.
El directivo de BHP Billiton describió que respecto a los tiempos de la industria para el desarrollo de un campo como Trion.
La fase de inicio toma de uno a dos años, la de exploración y producción otros tres o cuatro años, mientras el desarrollo de cinco a siete años.
La etapa de producción y mantenimiento dura entre 30 y 40 años y, por último, la etapa de abandono de uno a dos años, para un total de 55 años.
