La estatal ha obtenido por momentos más agua que petróleo del campo. Una gran cantidad de agua extraída podría derivar en un cierre prematuro del campo, dicen los analistas.
Pemex está reduciendo las posibilidades de producción de uno de los campos que colocó al inicio del sexenio dentro de su lista de activos prioritarios.
La petrolera no ha logrado despegar de manera uniforme la producción de Esah, un campo de aguas someras ubicado en Campeche, y ha comenzado a reportar grandes niveles de producción de agua que, según los analistas y fuentes que han pedido el anonimato, están reduciendo las posibilidades de extracción de petróleo del activo y el periodo que le queda como campo productor.
El peligro de una alta producción de agua recae en que, en muchas ocasiones, esto provoca que los activos deban ser cerrados y el petróleo no pueda ser aprovechado.
La petrolera reportó su primera producción en el activo apenas en enero pasado y ésta ya ha decaído de manera apresurada en lo que va del año.
El primer reporte de Esah, de enero pasado, da cuenta de una producción de 7,502 barriles de petróleo diarios y apenas 939 barriles de agua. Pero ya hacia los siguientes meses –y en una tendencia que duró hasta junio pasado– Pemex extrajo más agua que petróleo del campo.
Las últimas cifras de la Comisión Nacional de Hidrocarburos dicen que en agosto pasado, Pemex produjo en Esah 2,659 barriles de petróleo al día, una cifra muy por debajo de las expectativas. La creciente producción de agua del campo, dicen los analistas y fuentes consultadas, se sitúa como la principal razón por la que Pemex no ha podido avanzar en las actividades de extracción.
En marzo, la cifra más alarmante, el 58% de la producción de líquidos del campo fue agua. El reporte de Esah fue de 3,585 barriles de agua al día y 1,474 barriles de petróleo.
Pemex no ha logrado cumplir con ninguno de los puntos establecidos en el plan de desarrollo que le fue aprobado por el regulador: éste suponía que la estatal comenzaría a reportar producción en Esah a finales de 2019 y que el año pasado llegaría a su pico de producción de 27,500 barriles diarios.
Los yacimientos tienen una capa natural de agua que se sitúa por debajo del fragmento en donde está petróleo. Los productores de crudo suelen extraer pequeñas cantidades de agua, como parte del proceso. Pero cuando está es mayor –o por encima del 30%– suele ser indicio de un mal desempeño en las actividades de producción y de un probable cierre de los pozos o del campo. “Llega a un punto de inflexión en donde ya no pueden procesar tanta agua, o tienen que hacer algo y cambiar [la forma en que están produciendo], pero se vuelve muy caro”, explica Andrés Armijos, de la consultora Welligence.
En Esah, la producción de agua ha variado en los últimos meses. Después de llegar al máximo de 58% en julio, ésta ha disminuido hasta 28% en agosto pasado, según los últimos datos del regulador. Pero Pemex no ha logrado tener la misma suerte en todos los pozos del campo, en el pozo Esah-1 –el primero perforado en 2014– la producción de agua se ha mantenido desde febrero pasado por encima del 55%. En marzo ésta llegó hasta un 70%.
“Cuando tienes un nivel de agua así, lo que te dice es que hay grandes posibilidades de un próximo cierre. Pemex no nos ha informado, pero hay una gran posibilidad de que este pozo tenga que cerrarse y deba modificarse todo lo relacionado con la producción”, dice una fuente del regulador, que ha pedido el anonimato.
Pemex ya ha invertido 2,500 millones de pesos en el campo y para este año tiene un presupuesto de 2,325 millones de pesos, según los estados financieros de la compañía.
La oficina de comunicación de Pemex fue consultada, pero no ofreció comentarios.
La estatal, muestran los datos públicos, ha optado por perforar nuevos pozos para continuar con la explotación del campo petrolero, pero estos nuevos intentos no han sido igual de productivos que el primer pozo –que se ha inundado prácticamente de agua–. La producción de estos aún es menor y en uno de estos se reporta ya más extracción de agua.
Los analistas consultados coinciden en que los altos niveles de producción de agua pueden explicarse por un mal diseño de producción o por una sobreexplotación del campo derivado de presiones por aumentar la extracción de crudo.
“El problema es que Pemex lo que hace, y eso le pasó en Xanab y al parecer también está sucediendo en Esah, es que comienzan a producir muchísimo sin tener un buen conocimiento del campo”, explica una de las fuentes. “En la premura de llegar a producir más, se les viene este problema y comienzan solo a producir agua. Si el agua entra demasiado rápido, solo comienzas a producir más y más agua”. La estatal fue sancionada en 2018 por incumplir con el plan aprobado para Xanab, acelerando el proceso de contacto agua aceite, y derivando en una reducción sustancial de las expectativas de producción de Xanab.
El regulador petrolero ya había recomendado a la estatal concluir con los programas de evaluación de los campos, antes de comenzar con la fase de producción, para así evitar cualquier daño a los activos. “Esto da el indicio de que ellos [Pemex] no han desarrollado correctamente el plan, que el plan no es lo suficientemente robusto o que están empujando esos campos para maximizar la producción a cualquier costo”, explica John Padilla, el director de la consultora IPD Latam. “Esas cosas pueden pasar, pero dentro del sector parece que es mucho más común en Pemex”.
La estatal ha estado bajo la presión política de reportar incrementos en la extracción de petróleo. En su estrategia, presentada a inicios del sexenio, la lista de campos prioritarios –de los que forma parte Esah– sería la base para lograr la meta de 2.6 millones de barriles establecida por el presidente a inicios del sexenio. “En general ese es el problema, sin entender bien el campo, comienzan a tratar de explotar el campo sin entender la mecánica y pasan estas cosas y se vuelve un problema. Se echa a perder en muchos casos el pozo”, explica Armijos.
