Los retos del Sistema Nacional de Refinación: El caso de la refinería Olmeca

El inicio de la producción de la refinería Olmeca

Desde hace un mes la Refinería Olmeca está produciendo diésel, y la dirección de Pemex el sábado 3 de agosto presentó un informe, en el que constata la producción de combustible a partir del petróleo crudo, cuya meta en el proyecto original se estableció en 340,000 barriles diarios. Se anunció, que los volúmenes de refinación ya abarcan la totalidad del proceso al interior de la refinería Olmeca; es decir la transformación de petróleo crudo en combustible (gasolina, diésel y turbosina principalmente) lo que, indicaría por fin el inicio del proceso de refinación sistemático de la refinería Olmeca, uno de los proyectos emblemáticos impulsado por el presidente Andrés Manuel López Obrador. Este hecho es relevante, porque los volúmenes refinados de diésel de los últimos 30-60 días, no se procesaron basados en la carga de petróleo crudo en la refinería Olmeca, sino que hubo intervención de procesos previos de tratamiento del petróleo crudo utilizando el complejo de la refinería Francisco I. Madero de la ciudad de Tamaulipas, como lo expresó en mayo la dirección de Pemex: “Vamos a traer un líquido intermedio de la refinería de Madero, algo así como un diésel crudo con mucho azufre que no se puede procesar en Madero. Lo vamos a traer a Dos Bocas para convertirlo en diésel ultra bajo azufre”, (Conferencia matutina de la presidencia de la Republica 3 de mayo de 2024). La buena noticia es que, por vez primera se ha obtenido en una refinería mexicana diésel ultra bajo azufre. Un gerente de la subsidiaria Pemex Transformación Industrial de Pemex reveló a empresarios gasolineros en la Convención y Expo de la Organización Nacional de Expendedores de Petróleo (Onexpo), que, en el mes de mayo de 2024, se refinó un volumen promedio de 45,000 barriles diarios de diésel ultra bajo azufre y que, hacia los últimos días del mes de junio y del mes de julio se produciría en la refinería Olmeca 75,000 barriles diarios de ese producto.

Con la puesta en marcha del primer tren de refinación el proceso de producción de la refinería Olmeca se enriquece en virtud de que ya se plantea, producir sistemáticamente los volúmenes de refinación de gasolina, diésel y turbosina de ultra bajo azufre, tal es la significación del evento realizado en Tabasco el sábado 3 de agosto de 2024. El presidente de la República ya había anunciado aproximadamente un año antes, que la refinería Olmeca procesaría en la primera etapa entre 80,000 a 100,000 barriles diarios, volumen que iría escalando con la entrada en octubre del segundo tren de refinación anunciado por la entonces Secretaria de Energía (Conferencia matutina de la presidencia de la Republica 4 de julio de 2023). Se anuncio en el evento del 3 de agosto como un hecho (matter of fact) la conversión de petróleo crudo en gasolina, diésel y turbosina de ultra bajo azufre. Por ahora, en el evento citado se anunció, que al 3 de agosto el procesamiento de la producción de petróleo crudo ascendió a 170,000 barriles diarios, cuyo producto final es la producción de 87,500 barriles de gasolinas ultra bajo azufre (Guba) y 65,000 barriles diarios de diésel de ultra bajo azufre (Duba). Se estableció que, para el 21 de agosto de 2024, se procesarían 340,000 barriles diarios de crudo, con una producción de 175,000 barriles de gasolina ultrabajo azufre, y 130,000 barriles diarios de Duba (Pemex “Informe Refinería Olmeca: Inicio de producción”, 3 de agosto de 2024). La importancia de este evento desde el punto de vista técnico más allá de la singularmente compleja connotación política que lo rodea, es que, se trata de uno de los proyectos más emblemáticos de la presente administración, debido a que, se inscribe en el magno objetivo de garantizar la soberanía energética de México. Entendemos, que se trata de un proyecto en acelerada marcha de ejecución.

Para examinar con mayor profundidad analítica, el proceso de transformación de petróleo crudo en combustible y petrolíferos anunciado por la alta dirección de Pemex en reiteradas ocasiones, y que ahora ya es un proceso real en su ejecución (sólo falta constatar si hay continuidad en la producción), se torna necesario dilucidar el contexto apropiado en que, más adelante analizaremos los singulares retos que, tiene este proyecto emblemático para contribuir al desarrollo energético de México. Como parte de esta dilucidación, explicaremos a continuación el proceso general de refinación. Mutatis Mutandis, todas las refinerías del mundo en su proceso de transformación de petróleo crudo a combustible (gasolina, diésel, turbosina entre otros petrolíferos), pasan por tres grandes etapas a saber:

(I) Proceso de separación. Esta etapa inicia con la carga del petróleo crudo extraído de los yacimientos y campos petroleros y conducido al lugar (en este caso donde se ubica la refinería Olmeca) donde se inicia su proceso de transformación industrial hasta la obtención de los combustibles. En virtud de que el petróleo crudo es un producto que, se integra de una mezcla de hidrocarburos, la primera fase de la transformación consiste en el “proceso de separación” de los componentes individuales que, integran la mezcla total del petróleo crudo. Esto se realiza mediante dos métodos muy comunes: “destilación” o “absorción”. Al ritmo vertiginoso de la innovación tecnológica es posible que surjan otros métodos. Bajo el primer método, una vez cargado el crudo, este se calienta, y a continuación se le conduce a una torre denominada “torre de destilación” a efecto de separar en partes llamadas fracciones, los componentes individuales que, integran el petróleo crudo. El fin de esta etapa es separar los destilados valiosos del petróleo y del gasóleo atmosférico. ¿Cómo procede la separación? Es un proceso complejo en el que se separan las moléculas de hidrógeno y carbono mediante una serie de actividades a partir de la carga del petróleo crudo. El tratamiento de separación del hidrocarburo crudo se realiza a altas temperaturas, con distintos niveles de puntos de ebullición. Se trata de un proceso de calentamiento en sus diversos componentes individuales, estos hierven, de tal manera que, en el punto de ebullición respectivo se rompen, lográndose la separación. A continuación, se recuperan dichos componentes con sus diferentes temperaturas. El vapor producido en el proceso de calentamiento del petróleo genera un vapor de tal característica que, al condensarse se crean todos los productos derivados del petróleo.

Las fracciones obtenidas se clasifican de acuerdo con el lugar que ocupan en la torre de destilación. Las fracciones pesadas con punto de ebullición mayor a 1,050 grados farenheit, se alojan en la parte inferior de la torre, entre estos se encuentran: El combustible residual (residual fuel oil); el bitumen, asfalto, tejados, impermeabilizantes, aceites lubricantes como cera, y abrillantadores. Como componente de fracción pesada podemos ubicar también al gasóleo pesado (Heavy Gas Oil), este tiene como puntos de ebullición el rango que va de 650 a 1,050 grados farenheit, cercano en su rango mínimo al de la fracción intermedia. Las fracciones denominadas unidades de destilación intermedias son aquellas, que se encuentran en la mitad (y en la vecindad matemática) de la torre de destilación, y allí encontramos los siguientes componentes: En puntos de ebullición entre 450 y 650 grados farenheit, se ubican el diésel y el aceite para calefacción (heating oil); y entre 350 y 450 grados farenheit se encuentran el queroseno y la turbosina (jet fuel). Las fracciones cuasi ligeras que, se ubican arriba de las fracciones de la unidad de destilación, tienen puntos de ebullición entre 85 y 350 grados farenheit. Estos se dividen en dos rangos: Los que oscilan entre 185 y 350 grados farenheit dan cabida a la nafta, y entre los puntos de ebullición que se encuentran entre 85 y 185 se ubican diversas fracciones que, conforman componentes para mezcla de gasolina. Abajo del punto de ebullición de 85 grados farenheit, tenemos al butano y a todos los productos ligeros.

Es importante señalar, que la capacidad de una refinería generalmente se refiere a la cantidad máxima de petróleo crudo diseñada para fluir hacia la unidad de destilación de dicha refinería, también conocida como unidad de crudo. Por otro lado, la separación por el método de absorción consiste en la separación de uno o más componentes de moléculas de petróleo crudo para formar productos petroleros. Es un método que sólo lo nombramos para fines explicativos y no abundaremos en él. Lo que hay que recalcar es que en la torre de destilación del petróleo crudo se procesan habitualmente dos destilaciones sucesivas. La primera se denomina destilación atmosférica, que permite “separar” los componentes individuales más volátiles tales como: gases, queroseno, el jet fuel etcétera. En este proceso de vaporización se generan componentes individuales no vaporizados, que se denominan “residuos”. Es en este momento, que inicia la destilación al vacío. ¿Cómo ocurre este proceso? Los residuos se calientan a temperaturas alrededor de 782.6 grados farenheit (aproximadamente 400 grados centígrados). Son temperaturas muy elevadas, hay que pensar que el punto de ebullición del agua es de 195.66 grados farenheit (equivalente a 100 grados centígrados). Luego de que el residuo se ha calentado, pasa a una columna con presión menor que la atmosférica (menor que 195.66 grados farenheit o menor que 100 grados centígrados). La idea es evitar la degradación de los residuos pesados por las altas temperaturas a que fueron sometidos. Así, mediante la destilación al vacío se obtienen fracciones individuales como aceites pesados, gasoil, o asfaltos, gas natural, nafta, gasóleo y coque. “La Planta de Destilación Combinada (PDC)” de la Refinería Olmeca es la que se prevé realice estos dos procesos de destilación, en virtud de que está integrada por una “Unidad de Destilación Atmosférica” (UDA) y una “Unidad de Destilación al Vacío” (UDV) ambas integradas térmicamente. Después de la separación en fracciones y antes de la segunda etapa que corresponde a “la conversión” donde terminan los procesos de destilación primarios por la “Planta de Destilación Combinada” (planta no.1), se generan residuos y se procede a efectuar un proceso de conversión profunda denominado “Fondo de Barril”. que convierte moléculas residuales en gas, nafta y gasóleos. Esto se realiza por medio de un rompimiento térmico. “La Planta de Coquización Retardada” (planta no. 2) es donde se efectúa este proceso. Se produce coque y desaparece el problema del combustóleo con lo que aumenta la rentabilidad de la refinación, por el valor económico agregado que generan las plantas de coquización y de destilación combinada. Algunos de los productos generados después de la separación, se encuentran casi listos para comercializarse, una vez que han sido destilados, como el gas natural, en tanto que otros deben atravesar una serie de procesos antes de convertirse en productos terminados.

Hay que considerar que en su estado natural de hidrocarburos dice el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) la mezcla contiene azufre, nitrógeno, oxígeno y metales pesados que, son nocivos en el proceso de refinación y en la calidad de sus productos, además de que para la industria petrolera no son de utilidad, así que, para sacar el máximo provecho de los hidrocarburos, se eliminan (Gaceta IMP “El IMP y las plantas de hidrotratamiento en las refinerías”, 2019). ¿Cómo ocurre? Los elementos no útiles y nocivos se envían a un reactor al que se agrega hidrógeno a alta presión para su eliminación. Como primera fase de este nuevo proceso se procede a eliminar el nitrógeno y el azufre que, se alojan en la nafta y el diésel, esto se realiza en presencia de un catalizador sólido de hidrógeno. Se obtiene como subproducto gas de ácido sulfhídrico Esta limpieza de azufre y nitrógeno es la labor de la “Planta de Hidrotratamiento de Nafta (planta no.3) de la refinería de 2 Bocas. Llegados a este punto el lector sagaz y ultra perspicaz se preguntará ¿Por qué se requiere otra planta de hidrotratamiento de diésel aparte de la de Nafta? Un físico y químico experimental de la famosa escuela de Copenhague de Niels Bohr respondería muy fácilmente “aunque la nafta y el diésel tienen el mismo origen. Una vez realizado el proceso de separación o fraccionamiento, ambos productos no pueden volver a mezclarse, ya que tienen propiedades distintas, y es por ello por lo que, son procesados en plantas distintas, con condiciones de presión, temperatura y cantidad de catalizadores específicos”. En la planta hidrotratadora de naftas se tiene como objetivo producir nafta con bajo contenido de azufre, menor a 1 parte por millón (ppm). En contraste en la planta hidrotratadora de diésel (planta no.4) se lleva a cabo la hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre, nitrógeno y aromáticos, para obtener el diésel, producto dentro de las especificaciones requeridas (15 ppm) de azufre y un contenido máximo de aromáticos de 30% del volumen. Aquí, fue de utilidad extrema la reconfiguración de Minatitlán (con independencia de los problemas que conllevó en su momento dicha reconfiguración en términos de costos). Esta reconfiguración implicó el diseño (y operación) de las plantas de hidrotratamiento de diésel de ultra bajo azufre (U24000), de naftas de coquización (U-12000) y de gasóleos (U-11000). Por recomendación del IMP las plantas de hidrotratamiento de la refinería Olmeca se diseñaron tomando su modelo de las plantas respectivas creadas en la reconfiguración de la refinería de Minatitlán. La cosa no termina aquí, el proceso se extiende a limpiar el azufre, las olefinas y otros contaminantes alojados en el gasóleo. Este proceso se denomina hidrotratamiento de gasóleos de coquización y vacío, y se encargará de esta tarea la Planta de Hidrotratadora de Gasóleos (planta no.5) de la Refinería Olmeca. De esta manera, terminado el proceso de separación, todo queda listo para la segunda fase del proceso de refinación, que es la conversión, un proceso muy ubicuo pero que, en principio, genera mayor valor agregado a los productos realizados.

2. Conversión.

El objetivo de este proceso es obtener productos de mayor calidad comercial ¿Cómo se obtienen los productos con mayor valor? Modificando la estructura de los hidrocarburos mediante reacciones químicas. Es decir, la conversión transforma las materias primas fraccionadas por la “separación”, en sustancias más ligeras. ¿Cómo se efectúa la transformación? A través de los procesos siguientes.

Los gasóleos de coquización y vacío alimentan a una unidad con catalizador sólido fluidizado a efecto de lograr, el rompimiento catalítico de las moléculas con lo que se genera: gas combustible, LPG, nafta de alto octano, aceite cíclico ligero y decantado. Esta labor la realizará en 2 Bocas, la “Planta de Desintegración Catalítica Fluidizada” (planta no.6).

La nafta pesada libre de azufre y nitrógeno se procesa para ser reformada, con lo que se obtiene nafta de alto octano y como producto residual una corriente gaseosa con alto contenido de hidrógeno. En virtud de que, el crudo contiene diversas impurezas inorgánicas letales para el proceso de refinado, éstas se tienen que eliminar mediante un proceso de reformación. Este consiste en la reorganización de las estructuras moleculares del crudo, para ello se emplea calor, pero bajo temperaturas moderadas y catalizadores para convertir nafta, una fracción liviana y de valor en componentes de gasolina de alto octanaje. De este proceso se encarga la Planta Reformadora de Nafta (planta no.7).

De la nafta reformada sin contaminantes se procede a un arreglo de moléculas lineales a ramificadas con lo que se enriquecen sus propiedades y se prepara la obtención de gasolina. Son dos las plantas que tienen que ver con este proceso “la Planta de Isomerización de pentanos-hexános (planta no.8) y la Planta de Isomerización de butanos (planta no.9). Recuérdese que, en química la isomerización es un proceso mediante el cual una molécula es transformada (sin modificar su estructura fundamental), en otra molécula que posee los mismos átomos, pero dispuestos de forma distinta. En términos más prosaicos, la isomerización en el caso del petróleo es una operación que, transforma una parafina lineal en parafina isómera con el fin de aumentar el número de octanos. Lo importante a considerar es que la carga de una unidad de isomerización es nafta ligera.

El siguiente proceso es la obtención de nafta de alto octano, para ello se alimentan las olefinas y el isobutano con ácido clorihidrico como catalizador. El producto es la nafta o el alquilado. Se efectúa todo este último proceso por medio de la planta de alquilación (planta no. 10). El paso siguiente es obtener hidrógeno de máxima pureza ¿Cómo se obtiene? Reformando el gas natural y el vapor de agua mediante un catalizador. Este proceso se ejecuta con la Planta Productora de Hidrógeno (planta no.11).

Recuperación de gases. Este proceso se efectúa con la Planta de Tratamiento y Recuperación de Gases (planta no.12) de la refinería Olmeca. Consustancial, con la recuperación de gases es la recuperación de azufre. El objetivo de este proceso es recuperar azufre de los gases ácidos derivados de los hidrotratamientos. Se trata de una labor con tintes claros de combate a la toxicidad, por lo que es un proceso de desarrollo ambiental sustentable. Esta recuperación, se realiza en la “Planta de Recuperación de Azufre” (planta no.13) de la refinería Olmeca. Esta planta es una infraestructura clave para el procesamiento de combustibles de alta calidad. En esta planta “se obtienen productos y subproductos como el azufre elemental de alta pureza, gas residual y vapor”.

3. Tratamientos.

El tratamiento de gas con aminas es un proceso que, utiliza aminas para eliminar el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono de los gases agrios. El proceso es conocido también como endulzamiento de gas, lavado con aminas se procede a la eliminación de gas ácido. Este proceso ha sido empleado con aminas para un gas característico de la región norte de Argentina para endulzar el gas natural a través de un sistema compuesto de una torre absorbedora y de una torre regeneradora (Eleonora Erdmann, Liliana Ale Ruiz, Julieta Martínez, Juan P. Gutiérrez, y Enrique Tarifa “Natural Gas Sweetening with Amines. Process Simulation and Parametric Sensitivity Analysys”, Universidad Nacional de Jujuy, Argentina, 2012). Otro proceso típico de tratamiento de gas con aminas es el proceso Girbotol que utiliza un absorbedor y un regenerador. En el absorbedor la solución de aminas absorbe el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono convirtiendo el gas agrio en gas endulzado. A continuación, la amina "rica" se envía al regenerador donde se elimina el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono. Por último, la amina "pobre" se envía de vuelta al absorbedor. En el caso de la refinería Olmeca la planta de regeneración de aminas tiene como función -valga la redundancia- “regenerar la amina” que, fue usada para retirar contaminantes en los hidrocarburos. Está diseñada para tratar dos corrientes diferentes de aminas mediante las plantas pertinentes del complejo del sistema de refinación. La Unidad Regeneradora de Aminas retira de la superficie ácido sulfhídrico y dióxido de carbono, presentes en la solución de amina rica, proveniente de las plantas usuarias, todo con la finalidad de entregar una solución de amina rica, con la calidad suficiente para ser integrada a las unidades de proceso. Lo que se efectuará con las dos siguientes infraestructuras: “La Planta de Generación de Aminas” con CO2 (planta no.14), y “La Planta de Generación de Aminas” sin CO2 (planta no.15).

La refinería Olmeca es un centro refinador con complejos petroquímicos cuyas aguas residuales contendrán cantidades considerables de contaminantes orgánicos, principalmente hidrocarburos aromáticos, alifáticos, olefínicos, aceites y grasas, amoníaco, sulfuros, metales pesados y compuestos fenólicos. De interés especial son éstos últimos compuestos por constituir una amenaza grave para el medio ambiente por su elevada toxicidad. Estos efluentes, como así se les llama, deben ser tratados de manera tal, que puedan ser adecuados para su descarga en las respectivas redes de vertido o sistemas naturales, de acuerdo con los límites de concentración permitidos en la descarga de efluentes provenientes de los procesos industriales establecidos por la legislación. En síntesis, las aguas residuales industriales que, contienen compuestos fenólicos representan un problema serio de descarga debido a su baja biodegradabilidad, alta toxicidad y aspectos ecológicos extremadamente negativos. Los compuestos fenólicos, benceno, etilbenceno, xileno, tolueno e hidrocarburos aromáticos policíclicos poseen extrema toxicidad y, su estabilidad los habilita a permanecer por tiempos prolongados y bioacumularse, causando daños considerables en los ecosistemas y en la salud humana. El fenol y sus derivados, por ejemplo, son letales para los peces en bajas concentraciones, y cuando se bioacumula sus efectos a largo plazo son más graves.

De prioridad para la sustentabilidad del ecosistema que rodea a la refinería Olmeca, es la remoción de fenoles de las aguas residuales industriales. Sobre este tema ver el ensayo de Rebeca Abreu Cuadra, Jesús Perozo Cuicas, Cornelio Martínez Bracho, y Héctor Morán Guillen “Phenolic Wastewater Refinery Treatment by Electrochemical Methods”, Universidad del Zulia (2016). Por su parte, la Planta de Aguas Amargas no Fenólica, es una planta de servicios, principalmente para reducir la cantidad de ácido sulfhídrico y amoniaco presentes en el agua amarga, para entregar agua desflemada en especificación con el propósito de su integración nuevamente a las unidades de proceso o para su envío a tratamiento de efluentes. Para el tratamiento de ambos casos, la refinería Olmeca dispuso de una “Planta de Tratamiento de Aguas Amargas Fenólicas Amargas Fenólicas (planta no.15), y una “Planta de Tratamiento de Aguas Amargas No Fenólicas” (planta no.17).

Mención aparte es el proceso de cogeneración, que está previsto disponga la refinería Olmeca. La cogeneración puede entenderse como un proceso de eficiencia energética, y es el conjunto de procesos en los que se producen conjuntamente energía eléctrico-mecánica y energía térmica, a partir de una fuente primaria de energía” (Repsol “¿Qué es la cogeneración de energía?”, 2024). La cogeneración es fundamental para el funcionamiento de la Refinería Olmeca.

En síntesis, los tratamientos consisten en estricto sensu en procesos de “purificación”, cuyo despliegue consiste en la eliminación por métodos químicos de los compuestos que, contienen propiedades indeseables en los procesos finales del complejo sistema de refinación, y en el que, por lo general se emplean procesos muy sofisticados de filtrado. En los procesos de tratamiento “fase final de la refinación” se dan los toques finales que, dejan lista la fabricación de gasolina con el apropiado nivel de octanaje, la presión de vapor y demás consideraciones para la mezcla final de gasolina. Los pasos últimos de la construcción de la refinería Olmeca lo constituyen, la integración de las 17 plantas, para que, vinculadas apropiadamente, puedan producir la refinación de petróleo crudo de manera sistemática con mínimos paros, y la buena gestión para la comercialización de los combustibles (almacenamiento y manejo del producto). Previo al inicio de la producción se tiene la etapa relativa a las pruebas de arranque.

Conclusión. Podemos sintetizar el complejo de un sistema de refinación como integrado por tres grandes procesos, y diversos subprocesos, que convierten petróleo crudo, en gasolina de ultra bajo azufre y de Diésel ultra bajo azufre: (I) Separación, (II) Conversión, y (III) Tratamientos.

La refinería Olmeca se construyó, a través de cinco paquetes licitatorios a saber: Paquete 1: Planta combinada y coquizadora. Paquete 2: Planta HDI o torres fraccionadoras de Diésel; Planta Hidrosulfuradora de gasóleos y Planta Hidrosulfuradora de Nafta. Paquete 3: Planta de desintegración catalítica, Planta de Isomerización de butanos, Planta de Isomerización de pentanos y hexanos y Planta de alquilación. Paquete 4: Planta de aguas amargas, Planta regeneradora de aminas, Planta de tratamiento de gases, Planta de recuperación de azufre y Planta de hidrógeno. Paquete 5: Almacenamiento y manejo de producto. Paquete 6: Integración de las 17 plantas.

La metodología de instrumentación del proyecto de la Refinería Olmeca. Un cambio táctico con golpe de timón oportuno

La construcción de la refinería de 2 Bocas inició con la decisión de utilizar una filial de Pemex para la ejecución del proyecto, bajo la idea de desburocratizar los procesos de su construcción, con la finalidad de terminar la refinería y que, fuera factible procesar el petróleo crudo para obtener entre otros productos: gasolina ultra bajo azufre y, diésel ultra bajo azufre, antes de finalizar el gobierno actual. En sus inicios, los administradores del proyecto comenzaron utilizando la metodología estándar internacional denominada FEL (Front End Loading), acorde con las mejores prácticas internacionales de ejecución de grandes proyectos, especialmente de los del sector energético. Esta metodología pretende a través de las distintas etapas que comprende los siguientes propósitos: (I) Identificar los factores claves del éxito del proyecto, (II) Construir o elaborar una planificación rigurosa en la construcción de las 17 plantas y en la integración de las mismas, (III) Establecer criterios rigurosos de justificación para la selección de la elección de empresas de clase mundial expertas que, coadyuvarían en la ejecución del proyecto, y el cumplimiento de las metas y objetivos de cada etapa, y no pospusieran indebidamente el cumplimiento de dichas metas, una preocupación latente del Ejecutivo, quién tenía como prioridad, dejar una obra emblemática en marcha, con desviación mínima de costos y tiempos. Lo anterior, implicaría una selección de la adquisición de los equipos críticos adecuados, basados en su calidad y en el seguimiento riguroso de la construcción de la refinería. Sin olvidar que, se trataba de construir 17 plantas, acompañadas de una obra civil apropiada, y teniendo en mente una delicada y precisa integración para su funcionamiento eficiente.

La metodología FEL consiste en tres etapas a saber: FEl I, esta fase o etapa, sirve para validar la viabilidad y oportunidad del negocio y se basa en estudios de factibilidad técnico-económicos. En el caso de la Refinería Olmeca, además de los estudios a generar en esta primera fase, se tendría que definir la ingeniería básica y de detalle. La FEL I es una fase eminentemente conceptual. FEL II, es una fase o etapa que, en lo fundamental define la adquisición de equipos críticos para la construcción de las distintas plantas que integrarán la refinería. En el caso de la construcción de la Refinería Olmeca comprendió, como su aspecto central, la definición y la procura de los equipos críticos de las 17 plantas. Fel III tiene como proceso central, la integración de las 17 plantas, las pruebas de arranque y la puesta en marcha del proyecto. En cada una de las tres fases se determina una estimación de los costos del proyecto. En la fase FEL I la variación de los costos presenta necesariamente una gran variabilidad en la desviación de costos que, puede alcanzar hasta 35% del costo inicial del proyecto. En la fase FEl II, se recalculan, mediante los análisis apropiados de sensibilidad, los costos del proyecto, con margen de error probabilístico mucho menor, que el de la etapa FEL I, en virtud de que los costos de la primera fase ya son conocidos. En la fase FEl III, de nueva cuenta se recalculan los costos del proyecto, y se estrechan tremendamente los errores de probabilidad de dichos costos, en virtud de que los costos de la primera fase y los de la segunda fase ya son conocidos. En el caso de la construcción de la refinería de dos Bocas, para la aprobación de cada fase, Fel I, Fel II y Fel III, se requería la aprobación del Consejo de Administración de Pemex (CAPEMEX), previó cumplimiento de las aprobaciones de los grupos técnicos multidisciplinarios seleccionados para evaluar cada fase. En el caso de Pemex, se contó con el Grupo de Trabajo de Inversión (GTI)a quien, de acuerdo con la normativa de la Ley de Petróleos, le toca efectuar el dictamen, y tiene que dar su visto bueno a la fase del FEL correspondiente. Una vez aprobada cada fase del proyecto por el GTI, el dictamen se turna al Comité de Estrategias de Inversión (CEI), cuyos miembros evalúan también cada fase del proceso y una vez aprobado se lleva a la autorización del Consejo de Administración de Pemex, quien da su autorización o rechazo. Estos procedimientos legales y de gobernanza se sustentan en la Ley de Petróleos y otras instancias normativas.

La etapa Fel I fue aprobada por el CAPEMEX, con un costo del proyecto del orden aproximado de 8,900 millones de dólares con una desviación importante respecto del costo inicial del proyecto, estimado aproximadamente en 8,100 millones de dólares. La fase Fel II, implicó un proceso complicado, contando parcialmente el proyecto con la autorización de los órganos de decisión más importantes. De repente ocurrió un cambio táctico que, en los hechos significó un golpe de timón, con el objetivo de evitar una desviación significativa del plazo del proyecto, que tenía como fecha límite, no terminar más allá del término del actual gobierno.

¿En qué se fundamentó esta trascendente decisión? Hay dos razones muy claras que, tuvieron que resolverse en la evolución del proceso de ejecución del proyecto. Esto, debido a la dinámica de acontecimientos que se presentaron que, no excluyó la aparición de un cisne negro inusual, no considerado en las proyecciones de los planes de negocios del sector petróleo internacional y de Pemex en lo particular. El cisne negro, es un evento altamente sorpresivo con baja o nula probabilidad de ocurrencia, pero con efectos económicos devastadores si ocurre (Nassim Taleb “The Black Swan: The Impact of the Highly Improbable”, 2007).

La primera razón tuvo que ver con la contratación de la Administrador del Proyecto, mediante un proceso licitatorio que, se declaró desierto en el mes de mayo de 2019, se adujeron diversas razones que determinaron este hecho, que no entraremos a discutir. Sólo diremos, que se argumentó, que las empresas licitantes establecieron condiciones no convenientes al proyecto en términos de beneficio para el gobierno. Esto obligó al poder ejecutivo a tomar, la decisión de asignar a los administradores del proyecto a ingenieros internos de Pemex. No fue sino hasta el mes de octubre de 2019, que, se normalizó esta parte legal y de gobernanza y, se pudo contar con un administrador del proyecto, y con su team o equipo. Esto afectó la ejecución presupuestaria del proyecto en sus fases iniciales más críticas. En el primer año (2019) del presupuesto aprobado para el proyecto por aproximadamente 50 mil millones de pesos, sólo se pudo derogar por la citada contingencia menos del 20 por ciento (presupuesto efectivo pagado, más presupuesto devengado.

La segunda razón que, coadyuvó a la dinámica que experimentó la construcción de la Refinería Olmeca, fue la emergencia de un cisne negro venido del exterior. Esta razón no ha sido tomada en cuenta a pesar de su enorme importancia -como debiera ser- por los investigadores externos del seguimiento del proyecto. Este cisne negro dificultó enormemente la ejecución del proyecto de construcción de la Refinería de 2 Bocas, más tarde Refinería Olmeca. Este cisne negro, fue el desencadenamiento de la pandemia Covid-19, un evento totalmente inesperado y de efectos catastróficos, que afectó a todos los países del mundo. Como se sabe, el despliegue devastador de la pandemia tuvo dos fases claras, inició de manera terrible el fenómeno en México desde marzo de 2020, amainó en septiembre, pero fue brutal, la segunda ola de contagios ocurrida entre diciembre de 2020 y el primer trimestre de 2021. Este cisne negro, desde mi punto de vista es una razón poderosa, y un argumento de gran calidad justificativo para el retraso de la finalización o conclusión del proyecto de construcción de la Refinería Olmeca. Se trató de un hecho claro, contundente e inobjetable que afectó necesariamente  y de forma negativa al proyecto, por el trastocamiento del comercio mundial generado por el Covid-19. Hay que recordar que, dicho trastocamiento del comercio mundial propició para el caso de la industria energética, que se acumularan stocks invendibles de petróleo y gasolina, entonces la oferta de muchos bienes se desquició.

El trastocamiento del transporte era de tal gravedad, que en el comercio de petróleo ocurrió por un tiempo corto en duración, pero de tremendo impacto, un evento inusual en la historia financiera del mundo, y tuvo que ver con el hecho de que los precios de los futuros de petróleo en las bolsas de futuros registrarán para los contratos con vencimientos de muy corto plazo, precios negativos. Así el 20 de abril de 2020 el precio del West Texas Intermediate (WTI) se cotizó en -37.63 dólares el barril (Neil Irwin “Lo que significa el precio negativo del petróleo”, The New York Times en español, 21 de abril, 2020). ¿Cuál es la razón de la existencia de un precio negativo del petróleo? Los precios negativos del petróleo en los mercados de futuros pueden ocurrir, cuando un inusualmente elevado monto de “Interés Abierto” (Open Interest) coincide con un inusual bajo monto de demanda física de petróleo por parte de los traders en los mercados de contado. En abril 20, o en la vecindad anterior a esa fecha, inversionistas de menudeo tomaron posiciones largas (Long Positions) en contratos de futuros con plazos de vencimientos muy cortos en un número impresionante. Como consecuencia, Traders de plataformas de futuros (por ejemplo, Interactive Brokers, E-Trade, y TD Ameritrade) que, tenían posiciones largas e inversionistas con posiciones largas experimentaron grandes pérdidas. Muchas de estas operaciones se realizaron en la plataforma “Crude Oil Treasure Product”, plataforma del Banco de China (Erik P. Gilge, Robert Ready, Nick Roussanov y Jérome P Taillard “When Benchmarks Fail: The Causes and Consequences of Negative Oil Price”, Wharton School, University Pennsylvania, December 15, 2023). Tengo la impresión de que esta circunstancia aviesa en los mercados petroleros mundiales tuvo mucho que ver con la decisión de los ejecutores del proyecto de no seguir utilizando la metodología FEL en virtud de que de seguirla no se finalizaría la construcción de la refinería Olmeca en este sexenio. De ahí que se diera, un golpe de Timón en la gestión del proyecto, y se tomó la decisión de introducir un nuevo concepto de instrumentación para grandes proyectos, que denominaremos con el término de “Proyecto de Ejecución Acelerada de la Construcción de la Nueva Refinería de 2 Bocas” (PEACNR2B). De esta manera, con la mente puesta en terminar la construcción antes de finalizar la administración actual y no dejar pendientes, se adoptó el PEACNR2B, y se abandonará, lo que significó que, no se completará la aplicación en su fase FEL III, de la metodología FEL cuyos estándares rigurosos son reconocidos internacionalmente. Se generó un trade-off entre mayores costos del proyecto y menores trabas burocráticas en su ejecución, y por lo tanto se diera mayor fluidez en la ejecución del proyecto. También, se tornaron menos transparentes, los procesos de ejecución del proyecto a cambio de terminar a tiempo el proyecto par excellence del gobierno comprometido en la oferta que el Ejecutivo actual propuso al pueblo de México en su campaña político electoral de 2018. La nueva estrategia adoptada, parece funcionar en el objetivo de cumplir los objetivos propuestos por el Poder Ejecutivo. Con este contexto, se informó en la reunión del 3 de agosto de 2024, que, se encuentra la refinería Olmeca en producción inicial y, antes de la terminación de la actual administración registrará apreciables volúmenes de refinación del petróleo crudo.

Los hechos positivos del arranque de la refinería Olmeca de 2 Bocas.

El 3 de agosto de 2024, la dirección de Pemex presentó a la presidencia de la Republica y a la presidenta electa un informe de actualización del estatus del proyecto en el que se destaca lo siguiente:  “En lo que respecta al tema del campo productivo”, tenemos los siguientes hechos relevantes:(I) La Refinería Olmeca ya produce DUBA (II) Se determinó una trayectoria precisa de procesamiento de petróleo crudo. El 3 de agosto se procesaron 170,000 barriles.  A partir, del 24 de agosto hasta el 23 de septiembre se procesarán 225,000 barriles diarios de crudo, y a partir del 24 de septiembre se procesarán 340,000 barriles diarios. (III) Se determinó una trayectoria precisa de producción de combustibles. El 3 de agosto se generaron 87,500 barriles de gasolinas ultra bajo azufre, y 65,000 barriles de diésel ultra bajo azufre; a partir del 24 de septiembre se obtendrán 175,000 barriles diarios de gasolinas ultra bajo azufre, y 130,000 barriles diarios de diésel ultra bajo azufre. (IV) Se determinó en un horizonte histórico una trayectoria de incremento de procesamiento de petróleo crudo, con metas muy ambiciosas. En 2018, se procesó petróleo crudo por 511,000 barriles diarios, un nivel muy bajo, en contraste en el periodo enero-julio de 2024, y ya contando con el procesamiento de petróleo crudo además de la Refinería Olmeca, del Sistema Nacional de Refinación y de Deer-Park se procesaron 1 millón 220 mil barriles, en agosto de 2024 se procesarán como meta 1 millón469 mil barriles, y a partir de septiembre hasta diciembre de 2024 se procesará 1 millón 709 mil barriles, y en el primer trimestre de 2025 se procesará crudo por 1 millón 764 mil barriles. Esta fue la ruta crítica de los indicadores productivos de la Refinería Olmeca.

“En lo que respecta al campo financiero”, Pemex informó los siguientes hechos relevantes: (I) La inversión en la Refinería Olmeca asciende a 16 mil 816 millones de dólares. En adición a lo anterior se informó que, bajo esta administración se destinaron 75 mil 813 millones de pesos a la rehabilitación del SNR de los cuales 17 mil 692 millones de pesos fueron provenientes del Gobierno Federal. Asimismo, se notificó sobre Deer Park lo siguiente: Las utilidades de la refinería obtenidas bajo la operación de PEMEX son las más altas de los últimos 16 años, acumulan 1 mil 714 millones de dólares, que supera con creces el valor de la compra del 50% de las acciones de la refinería, cuyo monto fue de 594 millones de dólares.

Se informó de los siguientes hechos positivos únicamente en el campo productivo del desempeño del Sistema Nacional de Refinación -SNR- con la revelación de los siguientes hechos relevantes: (I) Se reactivó el procesamiento del petróleo crudo al pasar de un monto de 511 mil barriles diarios de 2018 a 951,000 barriles diarios en enero-julio de 2024, (II) El SNR producirá con el concurso de Deer Park 1 millón 299 mil barriles diarios a partir del primer trimestre de 2025 lo que contrasta con la producción de gasolina, diésel y turbosina, que fue en el año de 2018 de 304 mil barriles diarios. Este resultado se debe a la rehabilitación del SNR, en el que se prevé que la coquizadora en Tula opere plenamente a partir del primer trimestre de 2025. Se informó también de un avance actual del proyecto de coquización de la Refinería de Salina Cruz de 68%. En lo que respecta al campo del impacto económico social que se deriva de la construcción de la Refinería Olmeca se destacan los siguientes hechos relevantes: (I) Se crearon 44,000 empleos directos y 286,000 empleos indirectos. (II) Se generó actividad empresarial en más de 160 empresas. (III) El contenido nacional de los insumos de la obra ascendió al 73%, y la materia prima nacional usada superó el 50%.

Los riesgos y pendientes de la refinería Olmeca de 2 Bocas

Un faltante crucial en el informe de desempeño de Pemex refinación. Aunque está claro que se avanzó en el cumplimiento parcial de la meta productiva de la Refinería 2 Bocas (50% de la meta programada), sobre todo al producir ya, gasolina magna y gasolina premium de gran valor comercial per se, este desempeño no es suficiente. No está clara en el informe, las metas ni el cumplimiento financieros de cada uno de sus objetivos. Los estándares internacionales, particularmente las agencias de calificación evalúan conjuntamente a través de indicadores más rigurosos, el cumplimiento de metas productivas, y el cumplimiento de las metas financieras (indicadores de profitability); ambos deben estar vinculados estrechamente a saber: los cálculos de rentabilidad, con los cálculos de la producción, y constatar que, deben estar en mucha concordancia. En este contexto, nos preguntamos:

¿Cómo contribuirá la refinería Olmeca con los productos de alta calidad comercial que, ya produce, que, aseguren una mejora radical del balance financiero de Pemex Transformación Industrial, particularmente de todo el Sistema de Refinación Nacional (SNR)? No hubo una respuesta clara de este tema trascendental para evaluar con enfoque global el desempeño de dicho sistema.  

Este aspecto crucial para evaluación más rigurosa del desempeño de la subsidiaria de refinación, desafortunadamente se dejó de lado en el citado informe de Pemex del 3 de agosto de 2024, La subsidiaria Pemex Transformación Industrial conocida como “Pemex TRI”, de acuerdo con los estados financieros dictaminados por el despacho KPMG, ha registrado pérdidas significativas en el periodo 2019-2023. Así la secuencia de resultados es la siguiente: 2019 Pemex Tri registró una pérdida de 72 mil 428 millones de pesos; en 2020, asociado con la pandemia COVID-19, las pérdidas fueron muy significativas del orden de 238 mil 087 millones de pesos; en 2021 siguieron elevadas las pérdidas por 219 mil 842 millones de pesos; en 2002 se registraron pérdidas por 168 mil 722 millones de pesos, y para 2023 último dato de estados financieros dictaminados las pérdidas registradas fueron de 114 mil 365 millones de pesos. Para el segundo trimestre de 2024, las pérdidas registradas con la información de los estados financieros proporcionados públicamente por Pemex fueron muy preocupantes del orden de 261 mil 741 millones de pesos. ¿Cuál es la razón de estos resultados? Sin duda un factor relevante fue el modelo energético neoliberal por su intento de abandono del Sistema Nacional de Refinación. Un hecho empírico indiscutible y altamente revelador de los gobiernos neoliberales fue el siguiente: El proceso de producción de refinación de 1994 a 2009 superó con creces 1.2 millones de barriles diarios, a partir de entonces a medida que avanzaba el modelo neoliberal, se observó una caída sustancial de la producción, la cual para 2018 significó procesar para su refinación solo 612 mil barriles diarios.

Este comportamiento indica, que se dedicaban recursos importantes a inversión para el mantenimiento de las seis refinerías existentes durante el periodo 1994 a 2009 y, después se abandonó dicho mantenimiento con las implicaciones siguientes: se generó un brutal colapso del valor económico de Pemex TRI, por el enorme deterioro de los activos de las refinerías. En una empresa con gastos de capital fijos importantes, el abandono del Capex (gastos de inversión en activos de largo plazo de duración) y Opex (gasto en operaciones diarias), es el camino directo para generar un colapso financiero de una empresa pública, y por lo tanto de la subsidiaria de refinación de Pemex que, ha estado teniendo un impacto muy negativo en el balance financiero consolidado de la empresa productiva del Estado para el periodo 2019-2023 y para el primer semestre de 2024.

Yo recuerdo que cuando vi con mi equipo de auditoría de refinación a cargo del ingeniero Alfredo Luna el deterioro de activos de las seis refinerías planteamos a principios de 2019, una alternativa para elevar el valor de los activos de largo plazo del SNR que consistió en proponer una medicina drástica, pero a mi parecer efectiva, cerrar por completo la operación de las seis refinerías, para inmediatamente proceder a tiempo completo 24 horas al día -por así decirlo- a la rehabilitación de las mismas, mientras tanto el petróleo crudo se procesaría para su conversión en combustible comercial en el exterior en forma de maquila con costos bajos, con la ventaja de que el petróleo y la gasolina seguirían siendo de Pemex. Este sería un proceso temporal, y al cabo de 2 años como máximo estarían las seis refinerías rehabilitadas operando al 85% de su capacidad para producir más de 1.2 millones de barriles de combustible y, elevando el valor del activo del SNR. Solicite al equipo de auditores del ingeniero Luna, que efectuaran un estudio de mercado sobre las refinerías del exterior que, podrían maquilar el petróleo crudo, y el resultado financieramente resultaba mejor que, seguir con el deterioro de activos por una rehabilitación lenta. Sin embargo, no fui capaz de persuadir, y la Auditoría Interna de Pemex a mi cargo, no tenía facultades de operación sólo de opinión y mis recomendaciones no eran vinculatorias.

El problema de los precios de transferencia para Pemex TRI. Constituye un segundo pendiente desde el punto de vista del análisis de riesgos, cuyo tratamiento le afecta considerablemente a su balance financiero negativo en exceso. Los precios de transferencia de los contratos de la Subsidiaria PEP con la Subsidiaria Pemex TRI, y los precios de transferencia de los contratos esta última con la Subsidiaria de Pemex Logística, intuyo (solo intuyo) son muy desfavorables para Pemex TRI, se impone la necesidad de su evaluación y de ser el caso de su corrección para una mejor distribución de las utilidades de las subsidiarias de Pemex. De Corregir este agudo problema, si bien no revertiría las pérdidas actuales del sistema nacional de refinación, podrían disminuirlas de manera importante, si se hace un ejercicio riguroso de evaluación de los precios de transferencia actuales. Creo que el ejercicio sería extremadamente beneficioso para Pemex TRI. Parte de las utilidades generadas por la subsidiaria Pemex PEP y la Subsidiaria Pemex Logística corresponden a Pemex TRI lo que hace que se exagere el nivel de pérdidas de las 6 refinerías. Es decir; bajo el sistema actual de cómo opera el sistema de precios de transferencia, me parece que, se recargan pérdidas indebidas al SNR.

El problema del desajuste o brecha entre la oferta futura de petróleo crudo por PEP y la capacidad de refinación de Pemex TRI. Un tercer riesgo de elevada preocupación es el siguiente: ¿la refinería Olmeca y en general el SNR para producir en el futuro tendrán mucha oferta de crudo que sea suficiente? ¿Ante la caída vertiginosa de la producción de los campos maduros se tendrá que refinar petróleo crudo proveniente del exterior? Un escenario de stress de riesgos de la producción de la subsidiaria PEP es el siguiente: En el futuro inmediato 2030, PEP puede tener una capacidad menor de extracción de petróleo que, le impedirán satisfacer las exigencias de demanda de petróleo vinculadas a la capacidad de procesar por la refinería Olmeca y por el Sistema nacional de Refinación rehabilitado.

Las reservas de petróleo 1P se han mantenido a un nivel constante de 7 mil millones de barriles durante esta administración.  Sin duda, hay un mérito de la subsidiaria PEP por su logro de detener la caída de las reservas petroleras y evitar que, no decayeran dichas reservas como venía sucediendo. En lo que sigue el análisis se concentrará en asumir que sólo se mantendrán el nivel actual de reservas 1P de petróleo crudo, pues como dice el experto ingeniero Garicochea las reservas 2P y 3P son un volado.

En el escenario stress planteamos lo siguiente: si asumimos una capacidad de refinación de 1.76 millones de barriles diarios terminada la rehabilitación completa de las seis refinerías y asumiendo que en 2025 la refinería Olmeca producirá 340,000 barriles diarios, y considerando la aportación de Deer-Park, tendríamos el escenario de stress siguiente:  Los campos maduros con producción de 1.6 millones de barriles diarios en enero de 2018, se incrementaron a 1.88 millones de barriles diarios en 2023 después de una prolongada reducción, desde 2004 año que, produjo 3.4 millones de barriles diarios, hasta el 1.6 millones de barriles diarios de enero de 2019. Este incremento, fue debido a la extracción tradicional de campos terrestres y marinos en la superficie. La clave es observar, como se logró este incremento. Con las medidas tomadas durante el periodo de transición y las expectativas de producción mejoradas, para diciembre de 2018 se estaban licitando 20 campos de producción con consorcios privados. Así, para marzo de 2019, la producción se logró estabilizar en 1.7 millones de barriles. A lo largo del sexenio, sin embargo, se ha observado una declinación alarmante de la producción de los campos maduros, esta caída ha sido compensada por los nuevos desarrollos convencionales que, se derivaron en parte de la actividad de los 20 campos y de otros campos más que se fueron agregando. Situación que ha permitido elevar a 1.8 millones de barriles diarios de petróleo crudo la producción de Pemex con la inclusión de los condensados y una mejor, aunque leve mejoría de la producción privada.

En un escenario de Stress muy rudimentario preguntando a expertos que dan seguimiento de Pemex, a expertos que han dado conferencias en el senado de la República y en la cámara de diputados, y en otros espacios y eventos al que han acudido expertos en la materia, y en base a la experiencia que tuve como auditor interno de Pemex, un escenario de stress pertinente sería suponer que para el periodo 2024-2030, la producción de los campos maduros seguirá declinando a una tasa entre 20 y 30%, asumimos que, la extracción no convencional se estanca. Así, con este escenario, no es difícil esperar la siguiente composición de la producción de Pemex para el año 2030: producción convencional de campos en desarrollo 650,000-700,000 barriles diarios, producción de campos maduros 500,000-525,000 mil barriles diarios. La producción total de petróleo crudo sería de 1,150,000-1,225,000b barriles diarios. Si la capacidad de refinación del SNR es de 1.8 millones de barriles habrá una brecha de 650,000-575,000 barriles diarios.  ¿De presentarse este escenario que alternativas hay para cerrar la brecha y evitar que se tenga que importar petróleo crudo del exterior?

Alternativas para el ajuste equilibrado de la refinación de combustibles versus la producción de petróleo crudo, equilibrio que impediría importar petróleo crudo para refinar.

Ante la inevitable caída de la producción de campos maduros, la brecha entre producción de crudo inferior a la capacidad de refinación en el escenario de stress para el 2030, requerirá de algunas de las acciones siguientes que planteamos de manera tentativa.

“Rehabilitar pozos de campos maduros”. El ingeniero petrolero Fermin Hidalgo Maldonado en el año de 2020 en un artículo relativo a evaluar la reactivación de pozos cerrados con reservas de hidrocarburos, considerando la concentración de las actividades de Pemex en campos terrestres y marinos de aguas someras, mediante mantenimientos y reparación, procedimientos sencillos en línea con la Bounded Rationality. Identificó el ingeniero alrededor de 3,600 pozos cerrados con posibilidades de reactivarse la producción en Pemex (Región Sur 560 pozos, 167 pozos región marina y el resto en el proyecto ATG de la Región Norte), esto en conformidad -según dijo-con informes de estados de pozos de los campos de PEP.  El ingeniero Hidalgo cuantificó que en el corto y mediano plazo se podría incrementar la producción de aceite hasta en 450,000 barriles de petróleo diarios en el período comprendido entre los años 2019-2024, con recursos asignados y con inversiones menores al 50% si se perforaran pozos nuevos. Sería muy importante revalorar el estudio del ingeniero petrolero para reestimar si sus conclusiones siguen vigentes (Fermín Hidalgo Maldonado “Incorporar producción mediante la reactivación de pozos cerrados con reservas de hidrocarburos tanto pozos terrestres como marinos, con la reparación y su mantenimiento”, Ingenieria Petrolera Vol. 60, No. 3, mayo-junio de 2020).

“Tomar medidas drásticas de eficiencia productiva”. Una de estas medidas de eficiencia es la disminución de la formación de agua. Uno de los retos más grandes que se tiene en la exploración y producción de petróleo y gas es la formación de agua en mayor proporción que el aceite y que de no controlarse su formación traería y esta trayendo consecuencias negativas para la producción de petróleo y con impacto negativo en las reservas ¿Qué consecuencias puede traer la formación de agua? Los problemas críticos siguientes: (I) puede acortar o finalizar prematuramente de manera inexorable el ciclo de vida productor de un pozo petrolero. (II) gasto extremadamente oneroso de acuerdo con la experiencia mundial por la creciente tendencia a la formación de agua en los pozos. Se habla de 2 a 5 barriles de agua por cada barril extraído de aceite, situación que denota elevados costos para resolver el problema, mínimo medio billón de pesos al año en el mundo. (III) Disminuye la producción en los campos con pozos invadidos por agua en formación (IV) incremento en los gastos por necesidades mayores de reparación, al incrementar los trabajos para mantenimiento.

Pemex actualmente tiene muchos pozos con agua en formación. Al atender este problema se incrementa la producción, se incrementa la vida de los intervalos productores de pozos, se reducen los tiempos de ejecución al amainar el uso de equipos de reparación mayor, se previenen oportunamente evitar daños en las zonas de aceite del intervalo a tratar. Se incrementa la producción. De acuerdo con especialistas, el agua en formación de Pemex está convirtiéndose en un problema critico a solucionar. La empresa lo hace actualmente a través de contratos integrales en el que los proveedores subcontratan, lo que representa encarecimiento de los costos de producción de Pemex. Evitar el uso de intermediarios en estos servicios es una tarea inmediata e impostergable. Se estima que puede incrementarse la producción por las intervenciones para eliminar los campos y pozos afectados por el agua en formación, al respecto se incrementaría entre 10y 15% en dichos campos y pozos. Estiman dichos especialistas que, se podría incrementar la producción en 100 mil barriles diarios, una recuperación de ingresos no despreciable.

“Impulsar los Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Extracción” (CSIEE).  Estos contratos, constituyen una estrategia prometedora que puede detonar la constitución de más reservas y de más producción de petróleo y gas. En esta estrategia, los recursos aplicados al CAPEX y al OPEX provienen de los prestadores de servicios u operadores privados en contratos de largo plazo. Ambas partes comparten el riesgo del proyecto. El operador puede realizar la exploración. Pemex no invierte, pero recibirá una parte sustancial de la renta petrolera. Ejemplo paradigmático de realización de contratos CSIEEs en la administración de la 4T, es el Campo Cuitláhuac. Están en proceso de realización contratos similares. La administración actual trabajó estos contratos sin mucho éxito, pero las contrapartes han llegado a la conclusión de que se trata de actividades de rentabilidad convenientes para ambas partes. En este esquema, se utiliza un vehículo financiero que segrega los flujos de efectivo generados por las actividades productivas en esos campos y alienta la inversión privada en un esquema de férreo control de la propiedad del petróleo por la Nación a través de Pemex. Se espera que se realicen más contratos al límite de las posibilidades financieras. Una ventaja financiera inapreciable de estos contratos es que dada la restricción presupuestaria que enfrenta Pemex en el corto plazo, los recursos para los gastos de OPEX y CAPEX provendrían no de Pemex sino de terceros privados. Esto elevará la razón Reservas/Producción y se fortalecerá sin duda el balance financiero de Pemex.

“Producir con tecnología no convencional”. En una amplia estimación de expertos que se presentó recientemente en el Senado de la República, se estimaron recursos prospectivos de Pemex por 113 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De este total, 49 mil millones de barriles se ubicaron en campos convencionales (43%), y en campos propicios para la aplicación de la tecnología no convencional (aceite y gas en lutitas) se identificaron 64 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (57%). Impulsar esta última estrategia de producción con las modernas tecnologías de sustentabilidad de la producción no convencional es una buena solución. Al fin y al cabo, se gasta mucha agua en los campos maduros en declive que en la producción no convencional.

“Tomar medidas drásticas de eficiencia financiera”. Este es un campo vasto para mejorar la eficiencia económica de Pemex. Solo diremos que la medida más radical para comenzar a solucionar la problemática de Pemex, es evaluar con extremo rigor los proyectos económicos productivos, sujetos a rigurosos indicadores de eficiencia financiera.