Economía

Yacimientos salinos, nuevo reto técnico
para Pemex

El uso de nuevas técnicas permitió a Pemex identificar debajo de estructuras salinas acumulaciones de hidrocarburos que representan recursos estimados en cinco mil 537 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, pero obtenerlos será complejo y costoso.
Sergio Meana
28 septiembre 2015 23:46 Última actualización 29 septiembre 2015 7:0
yacimientos sal

Los yacimientos de sal han sido ubicados en las costas del Golfo de México. (EF)

Perforar sal. Ésa es la nueva barrera tecnológica de Pemex con la que pretende empezar a revertir la caída en la producción, pero los retos, costos y riesgos de extraer hidrocarburos en yacimientos salinos aún son elevados.

¿Qué llevo a Pemex a este paradigma? Imagine por un momento que usted tiene una linterna con la que pretende alumbrar el fondo de un pozo de agua. Esa linterna por muy potente que sea, alumbrará el fondo del pozo, pero lo que hay debajo de él, jamás logrará iluminarlo.
¿Qué sucede si consigue una linterna con una tecnología como la de los rayos-x que puede iluminar más allá del concreto?

Pues eso es lo que logró Pemex. El uso de nuevas técnicas permitió identificar debajo de estructuras salinas acumulaciones de hidrocarburos que representan recursos prospectivos estimados en cinco mil 537 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), reveló Delliany Castro Espinosa, especialista en Ingeniería de Yacimientos en Pemex Exploración y Producción (PEP).


“El uso de nuevas técnicas para la adquisición, procesado y reprocesado de datos sísmicos, permite iluminar aquellas zonas por debajo de estructuras salinas (plays subsalinos) que antes no era posible interpretar debido a la dispersión de las ondas al pasar por los cuerpos de sal”, dijo.

“Esto ha permitido identificar acumulaciones de hidrocarburos que aún no pueden clasificarse como reservas, pero si representan recursos prospectivos muy importantes”, aseveró la especialista de Pemex.
Lo identificado en yacimientos salinos son recursos prospectivos, es decir, se trata de hidrocarburos que aún no pueden clasificarse como reservas probadas como las que hay en aguas someras.

Para que puedan ser reservas deben cumplir cuatro criterios: estar descubiertas, ser recuperables, comerciales y mantenerse cuando se haga la evaluación.

Las reservas 3P que evaluó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) al 1 de enero de 2015 suman 37 mil 404 mmbpce, por lo que de confirmarse la existencia de estos recursos, que hasta ahora sólo se infieren, representaría 14 por ciento de todo el volumen.

Estas estructuras subsalinas se encuentran en profundidades cercanas a los 6 mil metros, de ahí su complejidad técnica y económica, así como del manejo de los tirantes de agua.

A pesar del reto, Castro Espinosa afirmó que existe ya un interés de empresas de EU y de Pemex por conocer más de estos pozos, debido a que también existen ventajas: las rocas formadas de sal son mucho más suaves que las sedimentarias o las de shale.

Entre las involucradas están petroleras como Pemex, Andarko y BP; compañías de información sísmica como ION Geophysical Corp o de servicios como Shlumberger. Estos yacimientos se encuentran en la zona norte del Golfo de México, en aguas profundas.

“En el sector norte del Golfo de México las estructuras subsalinas se extienden a lo largo de una amplia zona de la plataforma continental externa y el talud de la porción oeste y central de la costa del Golfo de México en Estados Unidos, lo cual representa un área prospectiva que ya está siendo explotada por las compañías de exploración y producción”, refirió la experta.

En aguas someras también existen estos yacimientos que contienen hidrocarburos atrapados en cuencas de sal, un ejemplo es la Cuenca Salina del Istmo, que comprende desde el frente de la Sierra de Chiapas en el sur, limitando al oeste con la cuenca de Veracruz y al este con el pilar Reforma –Akal.

Con información de Patricia Hernández

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