Academia Mexicana de Ciencias
Boletín AMC/247/12
México, D.F., 20 de octubre de 2012

• Especialistas de Pemex han trabajado intensamente para ubicar y estudiar las nuevas reservas de hidrocarburos en el Golfo de México
• La globalización ha hecho que la tecnología existente pueda usarse en cualquier país y las compañías petroleras deben tener la capacidad de evaluarla

Los ingenieros y especialistas de la paraestatal realizarán estudios sobre la extensión del yacimiento, el comportamiento de las corrientes marinas, las propiedades del subsuelo y la identificación de geopeligros, dijo Marcelo Lozada y Cassou.
Foto: IMP
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Después de varios años de exploración petrolera y de, literalmente, peinar el suelo del Golfo de México, técnicos y geocientíficos de Petróleos Mexicanos detectaron importantes reservas de petróleo en la zona conocida como Cinturón Plegado de Perdido, hallazgo que fue anunciado recientemente por la Presidencia de la República.

Marcelo Lozada y Cassou, director del Programa de Ingeniería Molecular del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y miembro de la Academia Mexicana de Ciencias, explicó que varios son los pozos que están siendo perforados en la región, de los cuales Trión-1 y Supremus-1 ya confirmaron la presencia de crudo. Posteriormente se continuará con la perforación de Maximino-1 y con las localizaciones en Vasto y Corfu, los cuales tienen alta posibilidad de extender la serie de descubrimientos de aceite ligero en esta zona.

Se estima que existe una tercera parte de los recursos prospectivos del Golfo de México. “Si Pemex no hubiera buscado crudo nos hubiéramos quedado sin él, pues la producción de Cantarell, que se da en centenas de miles de barriles diarios, ha declinado considerablemente respecto a 2005”, explicó Lozada y Cassou.

Antes de que Trión-1 comience a producir, se requerirá de tecnología especializada para extraer alrededor de 200 mil barriles que se esperan tenga al día. Para ello será necesario que los ingenieros y especialistas de la paraestatal evalúen y realicen estudios sobre la extensión del yacimiento, el comportamiento de las corrientes marinas, las propiedades del subsuelo, la identificación de geopeligros, entre otras, para ubicar los mejores sitios a desarrollar y colocar los sistemas de producción.

“En la porción mexicana de Perdido todavía no se obtiene producción de aceite, ya que es un pozo exploratorio que demostró que, en efecto, hay petróleo pues en muchos de los sitios antes explorados lo que se había encontrado eran acumulaciones de gas”, precisó.

Los titulares de los Programas de Investigación de Geofísica y Exploración y de Explotación de Campos en Aguas Profundas, Fernando Castrejón y Oscar Valle, respectivamente, especialistas y colegas de Lozada y Cassou en el IMP, precisaron que Pemex ha trabajado intensamente con sus especialistas e investigadores para tratar de ubicar y producir las reservas de hidrocarburos en esta importante zona.

“Pemex ha trabajado intensamente en los últimos años para tratar de recuperar todas las reservas que, evidentemente, se producen. Actualmente se tiene una producción de dos millones y medio de barriles por día y se puede incrementar con la puesta en marcha de nuevos proyectos como el de Aguas Profundas, en el Golfo de México”, consideró Fernando Castrejón.

Para llevar a cabo trabajos de ese tipo es necesario construir plataformas marinas e instalar ductos para la transportación del crudo, entre otros procesos complejos de ingeniería. Más aún, Pemex no ha dado a conocer si cuenta con la tecnología necesaria o si tendrá que recurrir a nuevas fórmulas de asociación con empresas petroleras privadas, lo que haría indispensable cambiar el marco jurídico del sector energético.

“La globalización ha hecho que la tecnología existente pueda usarse en cualquier país, para lo cual, las compañías petroleras deben tener la capacidad para evaluarla, calificarla y aplicarla a las condiciones que existen en los sitios de explotación en cada país y si no adecuarla”, añadió Oscar Valle.

El nicho de oportunidad de Pemex estuvo mucho tiempo en Tabasco y Chiapas, de hecho, es líder de producción en el mundo y también lo es en aguas someras (0-120 metros de profundidad), en rocas calizas no todo el mundo tiene yacimientos de esta naturaleza.
Pemex inició desde hace muchos años una exploración en aguas profundas con información sísmica que se obtiene de forma superficial y se efectúan perturbaciones con ondas acústicas, como ocurre con un ultrasonido. La búsqueda ha sido extensiva.

“A diferencia de la producción en aguas someras (en México a menos de 500 metros), la exploración de aguas profundas enfrenta condiciones adversas como las bajas temperaturas y altas presiones del agua, la salinidad, las corrientes marinas y la formación de sedimentos en el lecho marino”, explicó Lozada Cassou.

Tanto los equipos de perforación como las tuberías para conducir crudo a las plataformas (risers y umbilicales) –dijo Oscar Valle- deben tener cualidades excepcionales de durabilidad, flexibilidad y resistencia a la corrosión; la oxidación o la acción de agentes químicos agresivos y de bacterias, entre otros factores.

Los investigadores señalaron que entre 2013 y 2017 los nuevos yacimientos entrarán en el portafolio de proyectos de explotación, mientras que otros comenzarán a producir a mayor escala. Para el final de este periodo se espera que los campos Tsimin-Xux y Ayatzil-Tekel tengan una producción conjunta de 213 mil barriles diarios.

Además, los futuros desarrollos tanto en tierra como en aguas someras, alcanzarán en conjunto solo 650 mil barriles diarios, por lo que será necesario, para aguas profundas, considerar la estrategia, protocolos y equipo para la contención de un eventual derrame de hidrocarburo y su recuperación.