Evolución y perspectivas de la producción de petróleo en Cuba

La industria se mantuvo en expansión a inicios de los años 2000.

Baldrich - IPS

La tradicional ausencia de recursos energéticos en la isla conllevó a la dependencia externa de las importaciones de combustible fósil.

El petróleo constituye el portador energético de más amplio uso en todos los sectores y ramas que conforman la base del desarrollo económico de cualquier país. A partir de este planteamiento, el desarrollo se ha enfocado sobre la base del aumento constante en el consumo del petróleo.

A partir de la década de los 70s del pasado siglo este enfoque varió; desde entonces y hasta la actualidad, una vez transcurridas las crisis del petróleo, se comenzó a trabajar en el uso y conservación de los recursos energéticos.

En el caso de Cuba, la tradicional ausencia de recursos energéticos en general obligó al mantenimiento de una alta dependencia externa de las importaciones de este combustible fósil y al mismo tiempo que se propició el incremento en la prospección y extracción del petróleo crudo nacional, se trabajó en la utilización de fuentes alternativas de energía.

En los últimos años, la industria cubana del petróleo ha mantenido una dinámica e importante expansión, al punto de considerarse una de las actividades de mayor dinamismo en la actualidad.

Petróleos cubanos

El petróleo extraído en Cuba presenta la siguiente clasificación:

Según la densidad se dividen en:

Ligero (hasta 0,85 grados)

Relativamente ligero (hasta 0,90 grados)

Medio (0,90-0,93 grados)

Pesado (más de 0,93grados)

De acuerdo con el contenido de los componentes asfaltos resinosos, se clasifican como:

Poco resinoso (hasta 5 por ciento)

Resinoso (5-10 por ciento)

Altamente resinoso (más del 15 por ciento)

Según el contenido de sulfuro se clasifican en:

Poco sulfuroso (hasta 0,5 por ciento)

Medio sulfuroso (0,5-1,5 por ciento)

Sulfuroso (1,5 hasta 3 por ciento)

Altamente sulfuroso (más del 3 por ciento)

En dependencia de la composición hidrocarbonada pueden ser:

I- Tipo Nafténico

II- Tipo Metano-Nafténico

III-Tipo Nafteno-Metánico

IV-Tipo Metánico

Características de los yacimientos

Yacimiento Cristales (Provincia de Camagüey): La densidad de los diferentes tipos de petróleo varía notablemente; de 0,8528 hasta 0,9483. Los petróleos más pesados están localizados en la profundidad de 740-980 metros en el bloque sur y de 600-740 metros en el bloque norte.

Los menos pesados (0,85-0,90) están ligados en el gran hundimiento de los horizontes productores de 1.700-1.950 metros.

Los petróleos de Cristales Norte que yacen a profundidades menores y son los más pesados, mientras los del bloque central, que coinciden con las profundidades mayores, son más ligeros. Los petróleos de Cristales Sur son, como promedio, más ligeros que los del bloque Norte.

Según el contenido de sulfuro pertenecen al tipo medio sulfuroso. El contenido de los asfaltenos, sólo en pocos casos, sobrepasa el 1,5 por ciento y el de las resinas el 15 por ciento.

Los petróleos del yacimiento de Cristales pueden ser divididos en tres grupos, que coinciden, cada uno, con un intervalo determinado de profundidad.

El primer grupo está representado por las variedades más pesadas, a profundidades de 603-979 metros. El contenido de sulfuro es de 1,14 por ciento.

En el segundo grupo radica la mayoría de los petróleos de densidad media, localizados a profundidades de 821-1 .138 metros y con un contenido de sulfuro de 0,95 por ciento.

Al tercer grupo pertenecen los más ligeros, a una profundidad de 1.002-1.432 metros y con un contenido de sulfuro de 0,82 por ciento.

Yacimiento Jatibonico: El petróleo es pesado en su mayor parte, altamente sulfuroso.

Yacimiento Mariel y Martín Mesa: En Mariel es del tipo pesado, medio sulfuroso.

En Martín Mesa es relativamente ligero, medio sulfuroso, poco resinoso, con un gran contenido de fracciones ligeras.

Yacimiento Guanabo-Brisas: Posee un petróleo de alta densidad, con alto por ciento de asfaltos y de resinas en su mayor parte, con un contenido insignificante de fracciones ligeras.

En un pequeño grupo se ubican los más ligeros, a 300 metros, que son pocos sulfurosos y poseen gran contenido de fracciones de gasolina.

Yacimiento Vía Blanca: La densidad de su petróleo varía desde los condensados y petróleos muy ligeros hasta los muy pesados. A grandes profundidades se localiza el petróleo ligero, menos viscoso, que contiene gasolina y poco asfalteno.

Yacimiento Boca de Jaruco: La densidad de los petróleos varía en gran escala. Agrupa diferentes tipos, desde los condensados hasta los más pesados. El contenido de las fracciones ligeras varía grandemente en relación con sus densidades.

Yacimiento Varadero: Se caracteriza por poseer un petróleo pesado, de gran densidad, con alto contenido de sulfuro y de componentes asfaltos-resinosos (más del 50 por ciento). El contenido de las fracciones de gasolina no sobrepasa el 9 por ciento.

La extracción después de 1959

A lo largo de su desarrollo y evolución en la isla, la extracción de petróleo ha tenido varias etapas.

Período 1959-1990: A partir de 1959 se comenzó a trabajar de una forma más organizada en el desarrollo de la actividad petrolera en Cuba. En el período 1962-1966 se priorizó la exploración en los cayos y costa norte del territorio. Pese a la existencia de varias dificultades para ejecutar los objetivos planteados, se continuaron los trabajos en zona de tierra firme, principalmente en los yacimientos más perspectivos en aquel entonces, como los de Cristales y Catalina, en la provincia de Camagüey.

En la medida que las exploraciones revelaban las posibilidades de los yacimientos se adoptaron criterios para la continuación de los trabajos de búsqueda y exploración. A partir de 1966, por ejemplo, se comenzaron a conocer las áreas más prometedoras y se introdujo el criterio de exploración por fallas (zonas rocosas con perspectivas de contener petróleo), bajo dos premisas objetivas:

– La existencia de cantidades considerables de petróleo y gas en los colectores.

– La insuficiente permeabilidad natural de los colectores, lo que motivaba bajas producciones.

A partir de estos criterios no importaba si la roca cretácica era volcánica o serpentinítica. Lo determinante era la existencia de la propia falla, como medio de transmisión y factor de mejoramiento de las propiedades colectoras. Un elemento importante en la conformación de este criterio era la existencia o no de una cubierta sedimentaria sobre la falla, que servía como sello a la migración del fluído petrogasífero.

Este hecho se explicaba por la cantidad de manifestaciones superficiales existentes en Cuba, ya que el petróleo que migraba a través de las fallas no encontraba cubierta sedimentaria, o esta había sido destruida por la erosión. Por ello era más fácil el movimiento del petróleo hacia la superficie y su posterior oxidación.

Se entendía en aquel entonces que, en los cuerpos serpentínicos que afloraban, no debían aparecer grandes yacimientos, como eran los casos de Bacuranao, Motembo, Jarahueca y los de Santa María y Peñas Altas que, aunque sí tenían cubiertas sedimentarias, no estaban asociadas a fallas profundas cretácicas.

La baja productividad obtenida en los pozos obligó a buscar zonas que poseyeran una permeabilidad natural mayor. En este caso predominó como criterio de ubicación, el de fallas o de zonas falladas.

En el período 1962-1970 existían en explotación los siguientes yacimientos: Bacuranao, Santa María, Peñas Altas, Guanabo, (todos ubicados en la Habana), Motembo, Jarahueca, Jatibonico, Catalina y Cristales (ubicados en las provincias de Villa Clara y Camagüey).

Los niveles productivos fueron:

1962 – 43.300 toneladas métricas (tm.)

1965 – 57.700 tm.

1968- 197.620 tm.

Los yacimientos de Cristales y Guanabo aportaban el 70 por ciento de la producción nacional.

Los resultados fueron positivos, con alguna inestabilidad en las producciones, a partir de 1971.

Durante el período 1980-1986 el comportamiento fue de la siguiente manera:

1980- 271.631 tm.

1983- 541.090 tm.

1986- 938.000 tm.

En 1986 se obtuvo el mayor nivel de extracción de petróleo crudo hasta esa fecha, al alcanzarse una producción de 938.000 toneladas, 3,3 veces la de 1978 y casi 12 veces la registrada en 1956.

En la década de los 80s comienza un fuerte proceso inversionista en la actividad petrolera. Esos montos alcanzaron los 3,4 millones de pesos en 1980, cifra que fue más que triplicada en 1981. El crecimiento medio anual registrado en el valor de las inversiones entre 1982 y 1986 fue del 32 por ciento. En correspondencia, también creció la extracción del crudo, que de 1982 a 1986 mantuvo una tasa promedio anual del 29,4 por ciento. Esto significó que, por cada millón de pesos invertido, como promedio, la extracción aumentó en 19.500 toneladas. Ese resultado fue más favorable que el obtenido de 1980 a 1981, cuando por cada millón de pesos invertido la producción se redujo en 1.700 toneladas.

No obstante obtenerse incrementos importantes en los indicadores físicos –extracción de crudo– y los de valor –producción–, entre 1981 y 1985, respecto al anterior quinquenio, la eficiencia de las inversiones disminuyó considerablemente.

Así, la cantidad de crudo extraído por cada millón de pesos invertido en la actividad entre 1981 y 1985 disminuyó en 3,3 veces respecto al período 1976-1980, lo que significó una reducción de 51.000 toneladas por cada millón de peso invertido. Por otra parte, la producción neta por peso invertido se redujo 1,5 veces.

Esta situación se siguió agudizando entre 1986-1990. Tanto la extracción del crudo como el valor total de la produc¬ción neta se redujeron en 3.700 toneladas y 0,69 millones de pesos, respectivamente, en relación con 1981-1985. Estas reducciones son mayores al compararse con la etapa 1976-1980; 54.700 toneladas por millón de pesos invertido y 1,92 millones de pesos de producción neta por cada millón de peso invertido.

El gasto total por tonelada de petróleo extraído, que en el quin¬quenio 1981-1985 alcanzó 152 pesos, se elevó en los cinco años posteriores en 43,24 pesos, equivalente a un incremento del 28 por ciento.

Tabla No.1

Indicadores económico-energéticos de la actividad petrolera.

Indicadores

1976-1980

1981-1985

Crecimiento

1986-1990

Crecimiento

Volumen de producción de petróleo (toneladas)

1. 341.500

3.180.100

1.838.600

3.938.500

758.400.000

Valor producción neta

(precios 1981, pesos)

67.700.000

353.100.000

285.400.000

244.800.000

(108.300.000)

Valor de las inversiones

(pesos)

18.300.000

142.800.000

124.500.000

137.400.000

(5.400.000)

Valor medio de los fondos

básicos (pesos)

680.400.000

818.800.000

138.400.000

Volumen de producción

por cada millón de peso

invertido (toneladas)

73.300

22.300

(51,0)

18.600

(3,7)

Producción neta por cada

peso invertido (pesos)

3,70

2,47

(12,3)

1,78

(0,69)

Volumen de producción

por cada millón de peso

de fondo básico (toneladas)

4.800

3.100

(1.700)

Producción neta por cada

peso de fondo básico

(pesos)

0,52

0,30

(0,22)

Valor de inversión por cada tonelada de crudo

extraído. (pesos/tonelada)

13,64

44,84

31,20

53,76

8,92

Gasto material por

tonelada extraída

(pesos/tonelada)

45,63

94,03

48,4

Gasto Total por tonelada

extraída (pesos/tonelada)

152,07

195,31

43,24

Nota: Los números entre paréntesis significan decrecimiento.

Fuente: Oficina Nacional de Estadísticas. Estimaciones del autor.

No obstante el deterioro paulatino en la actividad de extracción de petróleo, en el período 1986-1990 se intensificaron los esfuerzos encaminados a incre¬mentar los volúmenes de extracción a partir de una mejor explotación de los yacimientos y la intensificación en la búsqueda de las zonas con mayores perspectivas, a partir de la aplicación de métodos más modernos.

Desde 1987 se empiezan a confrontar dificultades, principalmente de tipo geológico, que asociadas a fluctuaciones en los abastecimientos y a la inadecuada calidad de equipos y herramientas necesarias para las instalaciones de superficie de los pozos, provocaron el decrecimiento de los niveles de extracción del crudo. En 1987, por ejemplo, fue de -43.000 toneladas, menor que en 1986 y 1988. Respecto a este último año disminuyó en 221.000 toneladas.

Esta situación se aprecia en el comportamiento negativo de las producciones de los pozos transferidos (pozos viejos que reiniciaron su producción). Durante el quinquenio 1986-1990 la producción de crudo disminuyó en 368.000 toneladas, manteniéndose una reducción anual de unas 90.000 toneladas, contrario a lo ocurrido en el quinquenio 1981-1985, cuando la producción se incrementó en 608.000 toneladas.

En 1989 y 1990 no se aprecia una recuperación sustancial de los niveles productivos respecto a 1988, pese a alcanzarse un ligero incremento de 1.600 toneladas en 1989 sobre la base del crecimiento de los pozos nuevos. No obstante, este crecimiento es inferior a los volúmenes registrados en 1982, 1983 y 1987.

Ya en 1990 se produce un declive significativo en los volúmenes de extracción, al llegarse a la cifra de 670.000 toneladas, la más baja del quinquenio 1986-1990. Las dificultades geológicas confrontadas estuvieron dadas, en gran medida, por la aplicación de una estrategia inadecuada en la explotación de los pozos, lo que condujo a inundaciones en algunos, pérdidas del tiro interno y derrumbe en las paredes. Todo ello provocó, en el menor de los casos, paradas prolongadas para poder hacer el drenaje y reparación, así como la interrupción indefinida de la producción, con la consecuente pérdida de volúmenes considerables de crudo que dejó de extraerse.

Estas dificultades fueron más serias en los yacimientos de la región occidental, donde los decrecimientos se repitieron. Lo contrario ocurrió en la zona central, donde radicaban los mayores niveles de producción para esa fecha. Allí se produjo una recuperación importante durante 1989 y 1990.

En general, los destinos del crudo nacional en la etapa 1986-1988 han sido los siguientes:

Tabla No.2

Destinos

1986

1988

Extracción

100,0

100,0

Refinación

41,1

38,1

Mezcla con fuel oil

20,7

21,7

Consumo en sustitución del fuel oil

16,4

26,8

Fuente: Estimaciones del autor.

Período 1990-1999: En el decenio de los 90s continúa el declive de la producción petrolera del país, que llega en 1991 a niveles de 526.800 toneladas. Esto significa una reducción de 191.600 toneladas en relación con 1989.

El año 1992 marca el inicio de la recuperación de la producción petrolera, al crecer los niveles en 255.339 toneladas en comparación con el año anterior.

Un balance de los resultados productivos de 1990 a 1992 lleva a las siguientes conclusiones:

– La producción mantiene una tasa promedio anual de crecimiento del 6,1 por ciento, con un incremento en la producción de 670.800 a 882.100 toneladas.

– Los yacimientos de Ciego de Ávila, pese a su menor importancia en la estructura de la producción total (5,0 por ciento), poseen los pozos de mayor dinámica de crecimiento en estos años, contienen el petróleo de más calidad y logran los mayores niveles de productividad.

Crecimiento de los niveles de productividad (1990-1992)

Occidente – 1,2 por ciento

Centro – 1,2 por ciento

Ciego de Ávila – 1,9 por ciento

– Desde el punto de vista del incremento de los valores absolutos de las producciones por regiones (en toneladas) la situación fue la siguiente:

Occidente – 31.427

Centro – 110.085

Ciego de Ávila – 22.227

– La zona central del país que agrupa los pozos de mayores volúmenes de producción (75 por ciento de la producción total) aportó el 67 por ciento del incremento total.

– Los pozos de la zona occidental ocupaban en ese momento el 20 por ciento de la estructura de la producción del país.

Es importante no dejar de mencionar una serie de aspectos que tuvieron un impacto significativo en estos resultados:

– La carencia de instrumentos, equipos y accesorios provocado por la desaparición del campo socialista.

– El retraso en los programas inversionistas de los diferentes yacimientos.

– El deterioro progresivo de los medios técnicos especializados y falta de piezas de repuesto.

– La falta de buques para la transportación del petróleo y el encarecimiento del transporte por carretera debido a la falta de insumos.

– La entrada de firmas extranjeras a la actividad petrolera en Cuba a partir de 1992, permitió un crecimiento importante de la producción y de los rendimientos de los pozos, con aumento en los volúmenes de producción y reducción paulatina de los metros perforados, principalmente durante 1992.

La situación de desabastecimiento originada por la desaparición del campo socialista, obligó a una reducción acelerada del flujo petrolero de más del 50 por ciento, para 1992. Baste señalar que, ese año, el país destinó el 40 por ciento de su capacidad importadora para adquirir el petróleo necesario, a un costo de 900 millones de dólares aproximadamente.

En líneas generales, al margen del incremento de las importaciones, el sector petrolero cubano ha venido desarrollándose y es una esfera que durante el período especial ha recibido una atención priorizada.

Apoyado en un presupuesto inversionista ascendente a 404.700.000 de pesos hasta 1992, el programa petrolero se concentró en cuatro zonas de desarrollo. De ellas, la occidental y central fueron las principales.

Tabla No.3

El programa petrolero hasta 1992

Regiones

Presupuesto

total (pesos)

Ejecución

acumulada

hasta 1992

(pesos)

Fondos básico en explotación

hasta 1992

Avance físico en

ejecución del

presupuesto (%)

Desarrollo petrolero

occidente

161.900.000

48.400.000

61.000.000

29,9

Desarrollo petrolero

(Pinar del Río)

26.300.000

12.800.000

1.900.000

48,6

Desarrollo petrolero

Centro-Oriental

10.500.000

6.300.000

4.600.000

60,3

Desarrollo petrolero

Centro

206.000.000

90.800.000

59.700.000

44,1

Total

404.700.000

158.300.000

127.200.000

39,1

Fuente: Oficina Nacional de Estadísticas.

Fuente: Oficina Nacional de Estadísticas.

A partir de 1982 comienza a utilizarse el crudo nativo en mezcla para la producción de petróleo combustible y en 1986, como respuesta a la brusca caída de los precios del crudo, empezó a emplearse este portador en sustitución de consumos de petróleo combustible en determinadas actividades.

En los primeros años de la década de los 90s, el crudo de producción nacional se utilizó mezclado con el combustible importado para su utilización directa en las calderas de los procesos industriales. Pero, el empleo de petróleo nacional se ha visto limitado de manera directa en determinadas actividades industriales durante la mayor parte de los 90s, debido a sus altos niveles de sulfuro y azufre como petróleo pesado. No obstante, a crecido notablemente la tendencia general en la utilización del crudo nacional en sustitución del fuel oil, a pesar de las consecuencias desfavorables que esto ocasiona en las instalaciones, particularmente en el empeoramiento en la transferencia térmica, en la corrosión de los calentadores de aire y economizadores, los bajos rendimientos de refinación en gasolina y productos ligeros en general, el encarecimiento de la transportación, entre otros efectos.

A fin de aliviar esta situación, los especialistas han venido realizando un conjunto de trabajos de perfeccionamiento de las tecnologías en los metales, buscando una mejor aleación con el objetivo de evitar el menor daño posible a las instalaciones.

La utilización del crudo nacional en relación con el total de petróleo crudo consumido no rebasaba el ocho por ciento en 1990.

En los 90s, como promedio, el 90 por ciento de la producción de crudo nacional provenía de los pozos transferidos (cerrados y reabiertos para su explotación por firmas extranjeras), donde la introducción de nuevas tecnologías ha permitido el incremento de la productividad en dos y tres veces. Después de cumplirse el plan de producción, los incrementos son divididos al 50 por ciento para ambas partes en el negocio.

La producción petrolera nacional comenzó un rápido crecimiento a partir de 1993, con 1.100.000 toneladas. Sólo en 1986 se había logrado producir una cantidad parecida: 936.000 toneladas, marca máxima en aquel entonces, cuando había transcurrido poco más de un siglo del descubrimiento del primer pozo de petróleo cubano (1880) en Motembo, Villa Clara.

Durante 1993 se implantó una marca histórica de extracción de petróleo, al producirse 1.107.412 toneladas [1]. Partiendo de esta cifra se trabajó para una producción diaria de 22.151 barriles, que resultaban insuficientes (superior en 200 barriles a 1992).

El volumen extraído en 1993 superó en 225.451 toneladas la producción de 1992, lo que significó un 25 por ciento de incremento. La producción de 1993 creció en casi un 12 por ciento respecto a la alcanzada en 1986 y considerada en aquel momento la más alta del país.

Un 15 por ciento del incremento de la producción de 1993 fue consecuencia de los trabajos de producción mejorada en yacimientos descubiertos y el empleo de una más moderna tecnología en los yacimientos de Varadero y Boca de Jaruco, con participación extranjera. El territorio de Varadero produjo en esa etapa, como promedio, el 73 por ciento del crudo nacional y el 80 por ciento correspondía a la ciudad del mismo nombre.

En tal sentido, en 1993 disminuyen los metros perforados en 16.588 respecto al año precedente, lo que implicó un aumento en el rendimiento de 13,23 toneladas por metro. Además, por cada metro de decrecimiento, la producción creció 13,59 toneladas. De modo que, se ha producido una consolidación ascendente de los rendimientos a partir de la reducción de los metros perforados, fenómeno iniciado a partir de 1992.

En 1994 continúa creciendo la producción petrolera y se obtienen 1.299.064 toneladas [2]. Se mantuvo la obtención diaria de 25.981 barriles, superior a 3.830 barriles respecto al año anterior.

La producción total de petróleo de 1994 subió 17 por ciento en comparación con 1993, a partir de crearse las condiciones para ello y afianzarse el capital foráneo. Ese mismo año el gobierno cubano determinó dedicar unos 751 millones de dólares a la importación de 6 millones de toneladas de combustible, aproximadamente. Según cálculos del autor, para Cuba la producción de petróleo crudo nacional representó, en términos de valores, unos 145 millones de dólares. De ellos, el 42 por ciento se convierte potencialmente en ahorro por sustitución de importación de fuel oil, a 56 dólares la tonelada en ese momento.

Para 1995 los niveles de extracción eran de 1.470.785 toneladas anuales, lo que representaba 171.721 toneladas de petróleo por encima de la producción de 1994 y un 13 por ciento de crecimiento anual. Por primera vez, la producción diaria arribó a 29.415 toneladas, superior en aproximadamente 3.400 toneladas a la cifra del año precedente.

La zona de Majagua, en Ciego de Ávila, continuó siendo la de mayor productividad del país, con el 32 por ciento del incremento total de la producción en 1994 respecto a 1993, y donde se ubica el petróleo más ligero, especialmente en el yacimiento de Pina.

Durante 1996 la extracción de petróleo nacional obtuvo resultados superiores al récord histórico registrado en 1995, y se logró un ritmo de crecimiento del 0,3 por ciento, traducido en aproximadamente 5.148 toneladas más. La producción diaria fue similar a la de ese año. A la par, disminuyó el número de pozos en explotación (de 611 a 585), lo que redujo más los resultados del territorio central, con 37 pozos menos en explotación.

La zona de Varadero obtuvo los mejores resultados de 1996 en la producción petrolera, respecto al año precedente. Si bien no se descubrieron nuevos yacimientos, prosiguieron los trabajos de investigación sísmica y levantamiento geológico.

Una situación diferente se produjo en los yacimientos de Majagua, con un aumento de 12 pozos en explotación y una reducción en la extracción del 3,6 por ciento. De la reducción total se exceptúan los resultados positivos y estables de los yacimientos de Cristales, los únicos que lograron un crecimiento del 10 por ciento en 1996 respecto a 1995.

Tabla No.4

Evolución de la extracción del petróleo crudo nacional. (Toneladas)

Yacimiento

1990

1992

1993

1994

1996

1998

Variación
1990-1998

Occidente

152.100

177.627

230.178

249.071

201.040

374.093

221.993

Boca de Jaruco

144.000

169.172

219. 195

231. 909

171. 054

107. 345

(36.655)

Vía Blanca

2.886

Martín Mesa

5. 200

4.701

4.829

3.162

2.594

2.104

(3.096)

Yumurí

2.900

59

710

421

2.910

741

(2.159)

Guanabo

5.130

.-

Puerto Escondido

3.631

5.258

13.324

16.148

263.749

Cruz Verde

45

179

255

318

154

Centro

497.800

681.777

815.027

926.246

1.091.870

1.194.780

696.980

Varadero

373.100

575.526

652.021

809.651

981.336

1.071.953

698.853

Varadero Sur

8.500

6.507

7.400

6.982

6.380

5.847

(2.653)

Cantel

84.900*

77.329*

73.324*

34.868*

40.972*

31.381

(53.519)

Guásimas

14.000

9.321

40.567

42.085

50.434

45.580

31.580

Camarioca

7.700

7.685

6.789

4.546

6.928

6.533

(1.167)

Otros

9.600

5.409

34.926

28.114

5.537

33.486

23.886

Majagua

24.500

46.927

62.385

123.747

183.310

109.331

84.831

Pina

1.700

30.087

47.962

108.509

167.304

92.623

90.923

Cristales

17.500

12.657

11.051

11.754

12.979

10.304

(7.196)

Jatíbonico

4.500

3.621

2.822

2.877

2.360

2.229

(2.271)

Jarahueca

800

562

550

607

591

470

(330)

TOTAl

674.400

906.331

1.107.412

1.299.064

1.475.937

1.678.204

1.003.804

Fuente: Departamento de Planificación, Empresa Cuba Petróleo (CUPET).

Fuente: Departamento de Planificación, Empresa Cuba Petróleo (CUPET).

* Incluye los yacimientos de Cantel Caliza y Cantel Serpentín.

La producción de 1998 registró un aumento del 16 por ciento en relación con 1997, con un máximo histórico de 1.678.000 toneladas, equivalente a más de 10,5 millones de barriles, y 120,7 millones de metros cúbicos de gas. Estos volúmenes superaron el compromiso fijado para ese año, de 1.500.000 toneladas.

El aumento en la extracción del petróleo crudo nacional a finales de los 90s se debe a la explotación de varios pozos, a los perforados en el segundo semestre de 1997, a la del yacimiento de Puerto Escondido en 1998, la producción del yacimiento de Yumurí a partir del primer semestre de 1999, al cumplimiento riguroso de la disciplina tecnológica y a la elevada calificación del personal, entre otros factores.

Durante los primeros ocho años de los 90s (período 1990/1998) la producción petrolera del país se incrementó en 1.003.804 toneladas. Los pozos más dinámicos fueron los Puerto Escondido, Varadero, Guásimas y Pina.

Desde 1998 hasta 2000, el promedio de pozos en explotación fue el siguiente:

Tabla No. 5

Cantidad de pozos promedio por yacimientos. (etapa 1998-2000)

Yacimientos

No. de pozos.

Boca de Jaruco

147

Martín Mesa

7

Yumurí

5

Puerto Escondido

7

Cruz Verde

2

Subtotal

168

Varadero

109

Varadero Sur

11

Cantel

20

Guásimas

13

Camarioca

10

Majaguillar

3

Otros

5

Subtotal

171

Pina

68

Cristales

72

Jatibonico

22

Jarahueca

7

Brujo

3

Subtotal

172

Total nación

511

Fuente: Informe de Unión Cuba-Petróleo (CUPET), 2000.

Durante 1998, en el yacimiento de Boca de Jaruco se concentró la mayor cantidad de pozos en explotación de la región occidental, con un total de 147, para cubrir el 87 por ciento del total de los pozos de dicho territorio y el 28 por ciento del país. El yacimiento de mayor productividad y perspectivas durante 1998 y 1999 se localizó en esa región. Se trata del yacimiento de Puerto Escondido, responsable del 70 por ciento de la producción de esa región, con solamente siete pozos en explotación.

Cerca de 200 pozos estuvieron produciendo o se mantuvieron en exploración en las provincias occidentales de Matanzas y Habana en estos años. Se trataba, en su mayoría, de crudo pesado de alto sulfurado, utilizado para generar el 30 por ciento de la electricidad del país, alimentar las fábricas de níquel, cemento, papel y fabricar algunos lubricantes.

Por otro lado, en la región central se ubica el mayor número de pozos, conjuntamente con la zona de Majagua, con 171 y 172 pozos, respectivamente, que generaron el 77 por ciento de la extracción de crudo nacional en 1998. En la zona de Varadero se agrupa la mayor cantidad de pozos de la región central, con 109.

De 18 pozos perforados en 1998, ocho se hicieron con recursos propios y se introdujo con éxito la tecnología de perforación horizontal.

En 1998, la producción petrolera cubrió el 22 por ciento de las necesidades nacionales.

Como promedio los destinos del crudo nacional de 1986 a 1998 fueron los siguientes:

Tabla No.6

Estructura del destino del crudo nacional (UM: %)

Destinos

1990

1993

1996

1998

Extracción

100,0

100,0

100,0

100,0

Refinación

21,6

6,0

10,0

7,0

Mezcla con fuel oil

32,4

34,0

40,0

33,0

Consumo en sustitución del fuel oil.

40,0

60,0

50,0

60,0

Fuente: Cálculo y estimaciones del autor.

A finales de los 90s, la mayor parte del petróleo nacional se utilizaba directamente para sustituir el petróleo combustible en la generación eléctrica lograda en el 40 por ciento a partir del crudo nacional.

Los volúmenes restantes se utilizaban en la producción de níquel, cemento, elaboración de mezclas asfálticas y aceites básicos, entre otros productos, lo que reporta un considerable ahorro en divisas. Por este concepto, el país dejó de importar en 1996 unos 100 millones de dólares [3].

Para finales de los 90s, más del 30 por ciento del petróleo consumido en el país era de origen nacional.

Período 2000-2003: Con la entrada del siglo XXI continuó en ascenso la producción petrolera nacional. Durante la etapa 2000-2003 se obtuvo un aumento de 995.700 toneladas y una cifra importante de producción de gas natural para un incremento de 78.900.000 metros cúbicos.

Tabla No. 7

Evolución de la producción de petróleo y gas

Años

Petróleo ( Ton.)

Gas natural (de m³)

2000

2.695.300

574.100.000

2001

2.885.500

594.600.000

2002

3.627.900

584.700.000

2003

3.691.000

653.000.000

2003/2000

995.700

78. 900.000

Fuente: Anuario Estadístico de Cuba, 2002.

La producción de petróleo por tipos de yacimientos presentó la siguiente situación:

Tabla No.8

Evolución de la extracción de petróleo por yacimientos (UM: toneladas)

Yacimientos

2000

2001

2002*

2003*

Occidente

950.247

1.217.021

1.922.787

1.956.230

Puerto Escondido

286.645

250.875

382.252

388.901

Jaruco+Guanabo+Vía Blanca

170.706

178.262

288.418

293.434

Yumurí

293.559

424.495

672.975

684.680

Martín Mesa

1.670

1.524

2.307

2.347

Cruz Verde

150

Punta Seboruco

128.925

205.650

326.873

332.559

Canasí

68.592

156.216

249.962

254.309

Centro

1.670.364

1.609.369

1632.555

1.660.950

Unidad Majagua

74.709

59.104

72.558

73.820

Pina

62.158

47.957

58.875

59.794

Brujo

1.702

1.532

1.880

1.912

Cristales

8.305

7.512

9.222

9.596

Jatibonico

2.040

1.663

2.041

2.076

Jarahueca

504

440

540

442

Total

2.695.320

2.885.494

3.627.900

3.691.000

Fuente: Anuario Estadístico de Cuba 2002, Oficina Nacional de Estadísticas (ONE). Informe CUPET 2000-2001. Estimaciones del autor.

*Los volúmenes de producción en 2002 y 2003 fueron estimados por el autor.

Durante los últimos años se han extraído a nivel nacional más de tres millones de toneladas de petróleo al año, gracias a la combinación de factores tales como el perfeccionamiento de los trabajos de exploración, el conocimiento geológico y los trabajos geofísicos, la aplicación de una política acertada en la organización de las complejas operaciones petroleras, la entrada en explotación de pozos nuevos, el mejoramiento del coeficiente de explotación, un mayor rendimiento, mejores condiciones de trabajo y estimulación del trabajador petrolero, así como la maduración de la inversión extranjera y los cambios tecnológicos.

En la actualidad, el 84 por ciento de la producción de electricidad del país se genera a partir del petróleo nacional.

La producción de gas natural se ha elevado considerablemente a niveles de 653 millones de metros cúbicos, como resultado de la puesta en marcha de nuevos pozos y el empleo de tecnología más avanzada. La industria petrolera trabaja en el aprovechamiento del gas natural acompañante del petróleo crudo para emplearlo en el consumo doméstico, industrial y del transporte. En el caso de la capital, se extrae del yacimiento de Boca de Jaruco, en la provincia de La Habana, donde hasta hace un tiempo ese gas se quemaba, con la consiguiente contaminación del medio ambiente. Con propósitos ambientalistas se construyen una planta que limpiará de azufre este gas, así como un gasoducto para trasladar el combustible hacia la capital.

A partir de los últimos meses de 1997, desde el yacimiento de Jaruco se transportan unos 10 millones de metros cúbicos de gas natural acompañante del petróleo hasta la planta de Melones en la ciudad de La Habana y desde allí, después de reprocesado, se envía a una red de distribución que lo transporta hasta los hogares.

En la actualidad, la producción nacional de crudo satisface entre el 40 y el 50 por ciento del consumo nacional de petróleo. El país tiene que importar anualmente más de 6 millones de toneladas del crudo y derivados a un costo que, sujeto a la inestabilidad de los precios en el mercado mundial, tiende a crecer. Según datos oficiales las importaciones de 2002 fueron superiores a los 835 millones de dólares.

Capital extranjero, negocios y expansión

Con los ajustes en la explotación petrolera del país y la apertura al capital extranjero, a partir de 1992 se forman varias empresas mixtas, principalmente con firmas canadienses, suecas, inglesas y francesas. Este proceso ha posibilitado un mejoramiento en la explotación petrolera y la introducción de cambios tecnológicos importantes y modificaciones en las condiciones de trabajo de los petroleros, a la par que se aplican nuevos mecanismos de estimulación laboral.

La mayor parte de los proyectos de colaboración con capital extranjero son a riesgo [4] y están dirigidos a aumentar el conocimiento geológico del país, a introducir nuevos métodos de exploración y tecnologías de extracción, principalmente en pozos viejos y zonas marinas.

Más de 15 compañías petroleras de Canadá, Francia y Suecia han venido operando en Cuba. Sus trabajos de exploración y prospección de petróleo se concentran en siete bloques de la plataforma marina y 11 en tierra. Bajo su exploración se mantienen aproximadamente unos 10.000 kilómetros.

En total existen 32 porciones de suelo firme y mar territorial trazados por las autoridades para la prospección mediante contratos a riesgo.

Desde 1990 hasta 1996 se han firmado 12 acuerdos de ese tipo con compañías de Francia, Suecia, Reino Unido y Canadá. La mayor garantía para las entidades foráneas es la existencia de hidrocarburo y la seguridad y protección que les brinda la legislación cubana.

De 1993 a 1996 fueron perforados entre 8 y 10 pozos por compañías extranjeras . El volumen inversionista de las firmas abarcó unos 120 millones de dólares. A lo largo de 1997 continuaron las perforaciones, tanto en tierra como en mar, conjuntamente con empresas extranjeras.

El territorio perspectivo para hidrocarburos en la isla es de unos 140.000 kilómetros cuadrados, incluido un shelf o plataforma marina de 70.000 kilómetros cuadrados.

A la par, prosiguen los trabajos para que la termoeléctrica de Santa Cruz del Norte sustituya una parte del petróleo que consume para producir electricidad por el gas acompañante que se extrae en la localidad. En una primera etapa gastará alrededor de 120.000 metros cúbicos diarios, cifra que se irá incrementando hasta los 200.000 metros cúbicos diarios. También en la localidad de Guanabo se instalaron los SERVIGAS, unidades de servicio cuyo propósito es suministrarle gas a los vehículos que consumen este tipo de portador energético.

La empresa Cuba Petróleo (CUPET), asociada con una compañía extranjera, edificó en Varadero otra planta limpiadora de gas acompañante que se emplea en la producción de electricidad. Esta instalación, que comenzó a funcionar a principios de 1998, permite ahorrar unas 120.000 toneladas de petróleo al año y la generación adicional de 40 megawatt, que se incorporarán al Sistema Electroenergético Nacional. La utilización de la cogeneración para el mejoramiento del uso del vapor en el proceso tecnológico permitirá duplicar la producción de electricidad en estas plantas.

En la industria petrolera cubana laboran más de 21.000 trabajadores, de ellos más de 2.000 son universitarios, potencial técnico capaz de dar rápidas respuestas y acertadas soluciones a los problemas del sector, así como brindar servicios a otras entidades sobre ingeniería, proyectos y asistencia técnica, en el mantenimiento industrial, entre otros perfiles.

CUPET ofrece varias modalidades de negocios, como contratos a riesgo, joint venture y producciones cooperadas. Dispone de capacidades ociosas de hasta seis millones de toneladas para obtener derivados del petróleo y controla la base de supertanqueros ubicada en la bahía de Matanzas, donde pueden descargar embarcaciones de este tipo de hasta 150.000 toneladas de peso muerto.

Como parte de esa política, en los últimos diez años se pudo ejecutar un intenso programa de mapeo geológico, investigaciones geoquímicas y geofísicas, con resultados muy positivos. De ahí que las investigaciones actuales con entidades foráneas se efectúen a partir de una información sólida y confiable, al contarse con el levantamiento del 50 por ciento del territorio nacional, donde están las zonas de mayores perspectivas para la localización de yacimientos.

Paralelamente, varios yacimientos fueron estudiados integralmente y en la actualidad sólo se requiere de precisiones económicas, con el propósito de lograr el financiamiento necesario para su explotación.

Por otra parte, algunas compañías foráneas suscribieron contratos con Cuba Petróleo para la producción mejorada en yacimientos descubiertos antes de 1990, actividad que significó promedios de crecimientos de más de 7.000 barriles diarios. El peso de compañías foráneas en los resultados productivos se aproxima al 35 por ciento.

Durante un período limitado y con capital brasileño, se exploraron nuevas áreas en aguas profundas de la zona del norte de Camagüey. Más recientemente, Petrobras, que tiene gran experiencia en este tipo de perforación, está realizando un estudio de factibilidad para decidir si vuelve a perforar en Cuba, lo que sólo hará si encuentra posibilidades seguras de extraer petróleo ligero.

Entretanto, se iniciaron los trabajos por parte de la compañía Repsol-YPF, de los bloques contratados frente a las costas de La Habana y Matanzas, para su exploración y perforación, con una superficie total de 7.492 kilómetros cuadrados, en la Zona Económica Exclusiva de Cuba en el Golfo de México. Cuba cuenta en esta área con una extensión de 112.000 kilómetros cuadrados, que ha sido dividida en 59 bloques de 200 kilómetros cada uno, 30 de ellos localizados en aguas de menos de 2.000 metros de profundidad. Por otro lado, se produjo en 2003 el comienzo de los estudios de la compañía canadiense Sherritt International, también en la zona off-shore, pero más hacia el oeste.

Repsol había adquirido los derechos sobre seis parcelas en aguas profundas a 25 millas en 2001 y sus expectativas van desde los 435 millones hasta los 932 millones de barriles, en una de las zonas al norte de la provincia de Pinar del Río, incluidas las posibilidades de encontrar yacimientos de 916 y 2,934 millones de barriles en una de las parcelas al norte de la provincia de La Habana, cercana a los actuales yacimientos en tierra explotados hoy en la zona de Santa Cruz del Norte. Repsol-YPF S. A. ha contratado los servicios de la plataforma semisumergible Eirik Raude, de propiedad noruega, a un costo de 195.000 dólares por día [5].

Según información reciente, e l grupo español Repsol encontró indicios de la existencia de petróleo en aguas territoriales cubanas, aunque la explotación del pozo explorado en las costas de la isla no es comercial, lo que no deja claro si es por el costo o por no tener las condiciones adecuadas.

”Hay buenos indicios de la existencia de hidrocarburos, aunque el sondeo realizado no es comercial”, señalaron las fuentes consultadas. Repsol, según las mismas fuentes, ha invertido 50 millones de dólares en la exploración de un pozo a 3.300 metros de profundidad en la zona conocida como Yamagua-I, uno de los seis bloques contratados por la compañía al gobierno cubano, en diciembre de 2000.

Los trabajos de perforación han permitido a Repsol confirmar la existencia ”de un sistema petrolífero en la zona”. La compañía ha encontrado ”roca carbonatada con buenas características de almacén” y las muestras analizadas son de ”petróleo de densidad”, por lo que los expertos del grupo consideran que ”en zonas más profundas puede haber petróleo de mejor calidad”. No obstante, señalaron que las muestras analizadas hasta ahora ”no son concluyentes” y seguirán en estudio.

En los próximos meses, Repsol estudiará con detalle las muestras obtenidas como resultado de este primer sondeo en Cuba para “reinterpretar datos y concluir la estrategia de futuro”. De momento, la compañía española proyecta seguir trabajando en las costas cubanas, aunque no ha decidido aún si volverá a ”pinchar” en otro de los bloques contratados.

Algunas compañías estadounidenses criticaron al gobierno del presidente Bush por impedirles entrar a tiempo en la puja por el petróleo cubano en el mar, mientras el gobierno de Cuba, en un nota de prensa, las invitó a participar.

Perspectivas

Ante las perspectivas de crecimiento de la producción es esencial, entre otros aspectos, la creación de instalaciones de superficie y la reducción de los costos por toneladas.

Según estimaciones de especialistas, el potencial de producción de crudo estaría en alrededor de los 4,5 millones de toneladas de petróleo hasta 2005, sobre la base del supuesto del funcionamiento de 10 ó 12 pozos por yacimiento y una producción de entre 150-300 toneladas diarias por pozo. La llamada zona de la franja cubana de petróleo pesado se ubicará entre Guanabo y Caibarién, al norte del país.

La planta de gas de Varadero y la que se ejecuta en Jaruco aportarán entre el 35 y el 40 por ciento de la producción de electricidad de Cuba. Se estima que, con las inversiones en las plantas generadoras de electricidad –para modernizarlas y adaptarlas al crudo nacional–, y con la producción del gas acompañante, el país estará en condiciones de generar el ciento por ciento de su electricidad con fuentes nacionales en los próximos años.

Existe un plan de desarrollo acelerado de producción de 2001 a 2006; y para conquistar sus objetivos ya se han dictado varias medidas, con lo cual el Estado muestra su voluntad de invertir en la rama a partir de la alta rentabilidad de la producción petrolera. En los dos primeros años, entre compañías mixtas y cubanas, se invirtieron más de 270 millones de dólares que permitieron explorar, evaluar e incrementar la producción en un grupo de prospectos, en áreas reveladas por la sísmica y donde se identifica la existencia de posibles sistemas petroleros. En la franja norte hay 21 objetivos no explorados aún.

Igualmente se trabaja en incrementar la producción en los yacimientos conocidos. Para ello se intensifican los estudios en esos lugares, con vistas a elevar de forma sostenida la producción, a partir de pozos nuevos, y compensar así la natural declinación (envejecimiento de los yacimientos).

Las investigaciones también van dirigidas a elevar las reservas extraíbles del combustible. De los 36 millones confirmados actualmente se quiere llegar a 100 millones de toneladas, lo que le permitirá a Cuba importar solamente un tercio de los hidrocarburos que necesita.

Las previsiones actuales no tienen en cuenta los trabajos de perforación a riesgo que actualmente se hacen mar afuera, en varios bloques al norte de Ciego de Ávila, ni incluyen tampoco la posibilidad de que en los 112.000 kilómetros cuadrados que conforman la zona cubana del Golfo de México, se encuentren yacimientos nuevos de mejor calidad que, para ponerse en explotación, necesitarán de elevadas inversiones, cuyo tiempo de ejecución suele demorar entre cuatro y cinco años.

Según los especialistas, con la tecnología de que se dispone actualmente sólo se puede sacar del subsuelo el siete por ciento de las reservas geológicas. Por eso, la línea de trabajo, además de descubrir nuevos prospectos, incluye la recuperación mejorada del producto, mediante la aplicación de técnicas de avanzada. En algunos casos los resultados son tan buenos que casi se puede hablar del descubrimiento de unos nuevos depósitos.

El bloque conocido por “L”, ubicado al norte de la provincia de Ciego de Ávila, frente a los Cayos Coco y Guillermo, presenta muy buenas perspectivas y en él hay posibilidades de encontrar estructuras favorables.

En el Golfo de México se materializa el primer contrato de producción compartida con la compañía española Repsol, sexta petrolera en el ámbito mundial. Se espera que pronto se incorporen otras compañías que están muy interesadas en participar.

Funcionarios de Cubapetróleo (CUPET), han subrayado que el Golfo de México es una de las zonas petroleras más importantes y han expresado su confianza en que el espacio correspondiente a la isla cuente también con esa capacidad de producción, lo que le permitiría al país aumentar sus disponibilidades y capacidades para enfrentar sus necesidades de manera sustentable.

El desarrollo petrolero debe ser integral, a la par del incremento de la producción. Se avanza en un tratamiento más profundo de los crudos pesados, de alto porcentaje de azufre. Para su tratamiento ya se construye una planta en el yacimiento de Puerto Escondido; con ella el petróleo alcanzará una mayor calidad y puede así elevar su valor. Se diseñará y construirá otro centro en Varadero, porque el que existe allí no permite ofrecer un procedimiento mucho más profundo al extraído del subsuelo.

Existe una logística de transporte que plantea la construcción de varios oleoductos y gasoductos. Uno de ellos es el de Cárdenas a Matanzas, ya construido, y se culmina otro que unirá a Puerto Escondido con Matanzas. Otro oleoducto va desde el yacimiento de Boca de Jaruco hasta la refinería capitalina Ñico López; y el último, de Puerto Escondido a la central termoeléctrica del Este de La Habana, para alimentar también a la ampliación de Energas.

Más adelante se hará un gasoducto para llevar el fluido desde los yacimientos habaneros hasta San José de Las Lajas, y abastecer así a las industrias de materiales y la del vidrio. Así podrá sustituirse el costoso fuel oil y reducir sus costos productivos, para hacer competitivas sus ofertas.

CUPET mejorará el estado técnico de los grandes recipientes de almacenaje de combustible de la refinería Ñico López y de la base de supertanqueros de Matanzas.

La actividad petrolera ha creado en el país grandes expectativas, que de forma modesta se van cumplimentando. El petróleo nativo se ha convertido en un rubro importante y determinante en la ampliación de las fuentes energéticas nacionales y en la búsqueda de la sustentabilidad petrolera.

Bibliografía

Semanario Opciones, 29 de diciembre de 1996.

Oficina Nacional de Estadísticas, Anuario Estadístico 2002.

Reuters, La Habana, 2-12-03.

CUPET. Informe 2000-2001.

Notas

1. Departamento de Prospección .Cuba-Petróleo.

2. Idem.

3. Opciones. 29 de diciembre de 1996.

4. Las firmas asumen todos los costos de búsqueda y exploración de los yacimientos independientemente de la existencia o no de petróleo. En caso positivo, el país paga con el propio petróleo.

5. Reuters, La Habana 2-12-03.

*El autor es investigador del Centro de Estudios de la Economía Cubana, La Habana.

Un comentario

  1. Gabriel Barcelo

    Interesante que el mas reciente descubrimiento es el yacimiento Pina en 1990

Normas para comentar:

  • Los comentarios deben estar relacionados con el tema propuesto en el artículo.
  • Los comentarios deben basarse en el respeto a los criterios.
  • No se admitirán ofensas, frases vulgares ni palabras obscenas.
  • Nos reservamos el derecho de no publicar los comentarios que incumplan con las normas de este sitio.