AUTOR: PENILEY RAMÍREZ.
Schlumberger se ha convertido en los últimos diez años en la principal contratista de Pemex. La paraestatal ha erogado a la empresa extranjera montos ‘excedentes a lo estimado’
Los pagos a la empresa se dieron por sus trabajos en el laboratorio de campo Agua Fría, en el yacimiento Activo Terciario del Golfo, conocido como Chicontepec.
Schlumberger se ha convertido en los últimos diez años en la principal contratista de Pemex. En su consejo de administración figura Adrián Lajous, exdirector de la petrolera.
De la mano de estas credenciales, el 26 de febrero de 2010 la multinacional con sede en Houston, Texas, obtuvo un contrato por adjudicación directa con Pemex Exploración y Producción (PEP) para experimentar técnicas de perforación en Chicontepec.
De acuerdo con la información publicada por el IFAI, Schlumberger debía recibir en total un pago de mil 487 millones de pesos por los experimentos, que concluyeron el 31 de diciembre de 2012.
La respuesta a una solicitud de información formulada a Pemex por el ingeniero petrolero Francisco Garaicochea muestra que los pagos fueron por mucho más.
Sin que haya registro de ningún aumento en el monto del contrato, ninguna ampliación ni modificación, en diciembre de ese año PEP había erogado a Schlumberger montos “excedentes a lo estimado”.
En Agua Fría debía tener pagos de 35.5 millones de pesos y 8.4 millones de dólares.
En diciembre de 2012 sus montos ejercidos eran cinco veces mayores a estos “estimados”.
En esa fecha se le había pagado a la compañía 123.3 millones de pesos y 44.5 millones de dólares (720.3 millones de pesos más entre ambos pagos). La cifra reconocida por Pemex es superior a lo que se había estipulado para los trabajos en ese campo.
A pesar de estos pagos excedentes, Chicontepec se ha mantenido con niveles de producción muy inferiores a los esperados por el gobierno.
El reporte de indicadores de explotación, publicado el 31 de diciembre pasado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, indica que las expectativas en Chicontepec nuevamente quedaron por debajo de los resultados.
Durante todo el año hubo una enorme brecha entre los resultados del programa operativo y lo observado en la producción del yacimiento.
Durante 2013, esta brecha se fue haciendo cada vez mayor, ya que se estimaba que el año iniciaría produciendo 79 mil barriles diarios y en enero solo alcanzaron 75 mil.
Para diciembre, la situación era peor. Habían pronosticado que producirían 105 mil barriles diarios y apenas alcanzaron los 59 mil.
Al cierre de 2013 se habían perforado allí 102 pozos nuevos, pero mil 149 permanecen sin producción.
Tecnología sin respuesta
En la lista de tecnologías nuevas que probaron en los laboratorios de campo, destaca en la respuesta de Pemex que en ningún caso se obtuvieron los resultados esperados.
En el laboratorio de campo Remolino probaron una nueva interpretación sísmica en 3D, que usaba la inversión sísmica espectral.
Con ésta debía aumentar la producción; solo se obtuvo una selección de zonas de mayor productividad.
También implementaron sistemas libres de arcilla, con los que reducirían el contenido de sólidos en la tubería con el que se perfora el pozo.
Esto debía llevar, también, a que aumentara la producción. No lo hizo, únicamente se logró reducir el daño a la formación rocosa que habían fracturado para abrir el pozo.
Tampoco funcionó como se había esperado la geonavegación, que pretendía aumentar la producción posicionando el pozo en el lugar más preciso posible.
Lo que se obtuvo fue la “ubicación del pozo en zonas productoras seleccionadas”, mas no el incremento en la producción, según la respuesta entregada por el IFAI.
En el laboratorio Remolino también debía incrementarse la producción gracias a otras cuatro técnicas, pero ninguna lo logró.
La primera pretendía optimizar los tiempos de reparación e instalación de los pozos. Con ello debían reducirse, tener una producción de petróleo en un tiempo breve y contribuir a la producción total de Pemex Exploración y Producción. Consiguieron reducir los tiempos de las operaciones, no aumentar el número de barriles extraídos.
El otro experimento que fue usado en el laboratorio Remolino fue colocar químicos en el fondo y la superficie del pozo, para ayudar a la movilidad del petróleo que estaban extrayendo.
Con esto tampoco aumentó la producción, solo se facilitó el flujo de los crudos más pesados.
Otras técnicas que se aplicaron en el área iban dirigidas a disminuir los tiempos de apertura de los pozos, aumentar su diámetro y conocer mayor detalles sobre el área donde se estaba perforando.
El detalle de técnicas que presenta el documento indica que estos objetivos no directamente enfocados al aumento de la producción tuvieron mejores resultados.
Más pagos millonarios
La respuesta del IFAI contiene información hasta abril del año pasado. En el caso de los pagos solamente los registra hasta diciembre de 2012, fecha en que concluyeron los contratos.
El desglose de pagos a cada compañía que desarrolló laboratorios de campo muestra claramente que la gran ganadora ha sido Sclumberger.
A Baker Hughes de México en el campo Corralillo le pagaron hasta entonces 90 millones de dólares (mil 200 millones de pesos).
Los otros tres campos que fueron administrados por Burgos Oil Services, Weatherford de México y Halliburton de México tuvieron pagos inferiores a los montos estimados.
Entre los tres campos recibieron entre pagos en pesos y en dólares el equivalente a 2 mil 977 millones de pesos más.
Schlumberger
Es una compañía líder en servicios de suministro de tecnología y gestión de proyectos que optimicen el rendimiento de las reservas para los clientes que trabajan en la industria de petróleo y gas.
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