Pemex halla segundo pozo más relevante tras reforma
Se trata de siete yacimientos petroleros ubicados en la Cuenca del Sureste en aguas poco profundas del Golfo de México; se prevé una reserva aproximada de 180 millones de barriles
Petróleos Mexicanos (Pemex) anunció el segundo descubrimiento más importante de crudo desde que se aprobó la reforma energética; se trata de siete yacimientos ubicados en dos pozos en la Cuenca del Sureste en aguas someras del Golfo de México y de los cuales se estima una reserva de aproximadamente 180 millones de barriles de crudo.
A mediados del año pasado el consorcio formado por las petroleras Sierra Oil and Gas, Premier Oil y Talos Energy perforaron el pozo de exploración Zama-1 donde encontraron reservas de entre mil 400 y 2 mil millones de barriles de crudo, siendo el primer descubrimiento derivado de la reforma energética como parte de la primera licitación de la Ronda 1.
El director general de Pemex, Carlos Treviño, dijo que los pozos denominados Manik-101A y Mulach-1 se suman a otros cuatro campos más que están en proceso de delimitación y en transición a la fase de producción, descubiertos en los últimos años, y que junto con los dos anteriores podrán contribuir hasta con 210 mil barriles diarios de aceite y 350 millones de pies cúbicos de gas a la plataforma de producción.
Estos campos, recordó, pertenecen a los títulos de asignación de la Ronda Cero, en la cual se determinaron las áreas con las que Pemex se quedaría de manera exclusiva para su exploración y extracción.
Treviño dijo que el pico de producción de los campos se alcanzará en el segundo semestre de 2020 y se necesitará una inversión de entre 7 mil y 10 mil millones de dólares.
Detalló que los pozos Kimbe y Koban están en una fase de delimitación, y la producción estimada es de 70 mil barriles diarios; mientras que Xikin y Esah-1 están en transición a la etapa de producción y darán 93 mil barriles de aceite.
Dichos pozos tienen reservas de 865 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) y la producción estimada es de entre 193 mil y 210 mil barriles diarios de aceite y 350 millones de pies cúbicos de gas. “Son campos que incorporaremos muy pronto a la producción y le brindará a la siguiente administración una buena plataforma para evitar la declinación de los campos y contribuirán a la riqueza de Pemex y México a través de la aportación a la hacienda pública”, señaló Treviño.
El director de Pemex dijo que se debe trabajar con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en la autorización de planes, primero de delimitación en Mulach y Manik, y luego de desarrollo en los demás. Aclaró que actualmente están finalizando las autorizaciones para hacer el programa de desarrollo de Xikin y Esah.
Respecto al costo de producción, dijo que en esa área se podría hacer a referencia de Yaxché o en la parte de los campos que se encuentran en la zona, y están en el orden de 4.5 a 6 dólares en promedio por barril.
Por su parte, el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que con la estimación de los análisis preliminares se convierte en uno de los 10 hallazgos más importantes en aguas someras del mundo en los últimos 15 años.
“A cuatro años de la más persistente y profunda caída de los precios internacionales del crudo, experimentada en lo que va del siglo, hoy podemos ver un panorama más promisorio en los mercados”, confió Coldwell.
Recordó que derivado de la caída de precios, Pemex se vio obligado a realizar recortes en sus inversiones, por lo que para 2016, tras la disminución de casi tres cuartas partes de sus ingresos, tuvo que ajustar su presupuesto en 100 mil millones de pesos, afectando, entre otros rubros, proyectos de exploración y extracción. “La baja de precios tuvo dos efectos negativos para nuestras reservas petroleras: la reducción del presupuesto exploratorio y los menores precios de crudo redujeron el volumen que podría ser extraído económicamente, afectando las reservas”, dijo.
Señaló que la tendencia a la baja de las reservas de crudo está cerca del fin, con un entorno favorable para el precio de la mezcla mexicana arriba del umbral de los 70 dólares por barril.
“México nos muestra con su exitosa actividad costa afuera que cuenta con grandes capacidades para seguir siendo un referente de la exploración y desarrollo en aguas someras”, afirmó el secretario.
Estos nuevos descubrimientos contribuirán a la plataforma de producción que, de acuerdo con los últimos indicadores de Pemex, hasta agosto tenían un promedio anual de 1 millón 868 millones de barriles de crudo.
A finales de septiembre el director general de Pemex dijo que no podrá cumplir con su meta de producción de 1.95 millones de barriles diarios previstos para 2018.
Explicó que el incumplimiento será debido a una complicación mayor en el campo Xanab. “Tuvimos un problema muy serio en el campo Xanab, desgraciadamente se invadió de agua prematuramente y afectó la producción de crudo ligero, eso impedirá llegar a la meta”, dijo.
En ese momento explicó que estarían realizando ajustes en cuanto a la plataforma de producción, junto a la incorporación de tecnología para incrementar la producción.
Cuestionado al respecto, negó emitir una estimación de cómo cerrará la plataforma de producción. “Es altamente probable que me equivoque en dar la meta con la que vamos a estar cerrando este año”.