jueves, 23 de junio de 2016

Pemex en Busca de Socios para Campos de Agua Profunda

Figura – 1. Sección sísmica mostrando la estructura del descubrimiento Trion de Pemex en agua profunda. Además se muestra una sección sísmica del campo productor similar, en USA llamado Great White y la zona saturada de hidrocarburos del pozo Trion. Este es el primer descubrimiento de Pemex en agua profunda y una de las áreas donde Pemex espera asociarse con operadores internacionales para su explotación (Fuente: Pemex, CNH, M. Colmenares, petroleosinriesgos).


La reforma energética de 2013 faculta a
Pemex a hacer asociaciones para explotación de hidrocarburos, algo que la paraestatal no lo había podido hacer debido a las restricciones de la reglamentación desde la nacionalización de los hidrocarburos en marzo de 1938.

Pemex invirtió al menos un billón de dólares para explorar y perforar varios pozos en agua profunda en el año 2012. La exploración y explotación de los recursos potenciales en este ambiente de agua profunda era inexistente hasta ese momento.

La campaña de perforación de Pemex dio resultados positivos al encontrar hidrocarburos en algunos de los pozos perforados en agua profunda. Pozos como Trion-1 (Figura - 1) y Maximino-1 fueron catalogados como descubrimientos.

Estos descubrimientos están dentro de los lotes que fueron asignados a Pemex en la ronda 0 (cero). Los lotes que se adjudicarán en diciembre mediante licitación, no incluyen los descubrimientos de agua profunda de Pemex.

Personas autorizadas del Gobierno Mexicano han dicho que quieren adelantar las asociaciones de Pemex con operadores internacionales para el desarrollo de estos descubrimientos.

Los descubrimientos de Pemex en la zona de Perdido son de similar tamaño a los campos descubiertos en el mismo tren en U.S.A. Solamente el complejo “Great White” es comercial y está localizado inmediatamente al norte de la frontera México-U.S.A. Es operado por Shell e incluye los campos “Great White, Tobago y Silvertip”. Otros socios son: Chevron, BP y Nexen.

Este complejo de Great White está localizado en un tirante de agua de aproximadamente 2,400 metros (8,000 ft.). Las facilidades de producción del complejo pueden manejar 100,000 BOPD y 200 MMCFGD y  comenzó a producir en el año 2010. El Campo Tobago en 2,925 metros (9,526 ft.) de  profundidad del mar, ostenta el record más profundo de completamientos submarinos en el mundo. 
     
El Tren de Perdido ha experimentado grandes retos para su explotación entre los cuales figuran: El flujo productivo de los pozos, desarrollo de infraestructura, calidad del reservorio y complejidad del modelo deposicional, además de la calidad de la imagen sísmica en anticlinales formados con sal e inyecciones salinas (“salt overhangs”).

Obtener flujos de producción en los pozos del “Play de Perdido” en el rango de 10,000 BOPD o más, es un reto constante. Pemex informó que una prueba del pozo Maximino-1 obtuvo un flujo de 3,694 BOPD de un intervalo de 79 pies de espesor del Eoceno Inferior (Wilcox).

En la actualidad hay 26 empresas  que están en proceso de precalificación para la ronda de diciembre de 10 lotes de agua profunda. Algunas de estas empresas son las que probablemente traten de hacer alguna asociación para la explotación de los campos de agua profunda en México.

El “Área de Perdido” representa una zona donde ocurren grandes retos para la “explotación comercial” de hidrocarburos. Inicialmente muchos de estos pozos han encontrado petróleo, pero encontrar petróleo es, aunque parece irónico, lo más fácil de todo el proceso. Lograr que el descubrimiento sea comercial es lo más difícil de la exploración de hidrocarburos.

No solo hay que tener una reserva adecuada de hidrocarburos para que justifique la explotación, sino que en el caso del “Cinturón Plegado de Perdido”, la productividad de varios pozos, está por debajo de flujos óptimos para la explotación en agua súper-profunda.  
Además de los retos para obtener grandes flujos de producción, se suman el desarrollo de infraestructura, inexistente en México, calidad del reservorio, complejidad del modelo deposicional,  calidad de la imagen sísmica en anticlinales formados con sal e inyecciones salinas (“salt overhangs”) y baja temperatura del reservorio según PVT’s tomados en el pozo Trion 1. 
   
Las ventajas del área de agua profunda de México son varias, entre ellas están: una área prácticamente inexplorada en comparación con la parte localizada en USA. Los lotes que se ofrecen y posiblemente los de las asociaciones son mucho más extensos que los lotes federales de solo 3 millas cuadradas en USA.

Esta característica ayuda a que se puedan hacer varios descubrimientos en un lote para así mejorar las condiciones de comercialidad desde el punto de vista de reservas. Hasta ahora las reservas no han permitido desarrollos individuales.

Obviamente en la comercialidad influyen directamente los precios internacionales del crudo. Los precios actuales aunque han mejorado respecto al comienzo del año, no son lo suficientemente altos para los grandes proyectos de agua profunda (más información).

Estas asociaciones de explotación que se ofrecen usando una reserva estimada a partir de un pozo descubridor tienen un riesgo inherente. A medida que se desarrolla el campo es frecuente  encontrar que los estimados de calidad del reservorio, cierre, estructura, preservación, espesor saturado (pay) son menores que los estimados.

Con menos frecuencia, hay veces que se encuentran mejores parámetros de los estimados. El campo Libra con 42 BBOIP (más información) en la zona costa afuera de Brasil, se adjudicó al único consorcio licitante formado por Petrobras, Shell, Total, CNPC y CNOOC (más información).

Petrobras anunció que el pozo NW2, en el área del campo Libra, encontró la más grande columna saturada en el campo con 410 metros de espesor y 27 grados  API. Pozos en los nuevos campos subsalinos producen más de 20,000 barriles de crudo diario.

No hay detalles de los contratos de asociaciones de Pemex y posiblemente se conocerán más tarde. Además del precio del crudo hay otras variables que influyen en el éxito de las asociaciones, entre ellas están: el tipo de contrato y sus potenciales ganancias al invertir billones de dólares.

Algunas empresas estatales han enfatizado su interés y determinación de entrar en estas asociaciones. Tal es el caso de Statoil, la empresa de Noruega, que trató de entrar en una licitación anterior pero no fue favorecida.

Empresas estatales, en muchas ocasiones, tienen tendencia a trabajar con menos porcentaje de ganancia. Algunas de ellas tratan primordialmente o como prioridad, tener acceso a los hidrocarburos. Las empresas estatales, prácticamente no responden a accionistas privados sino a los respectivos gobiernos.

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