Pemex con capacidad técnica para explotar yacimientos en tierra y aguas someras

En el mes de junio Petróleos Mexicanos (Pemex) Exploración, anunció el descubrimiento de cuatro yacimientos en aguas someras y hace unos días se hizo público el hallazgo de otros seis nuevos en Tula Hidalgo, de los cuales dos de ellos están ubicados en aguas someras, dos en aguas profundas y dos en terrestre, en las cuencas de sureste.

En entrevista en Fórmula Financiera, José Antonio Escalera, director de Pemex Exploración, explicó que «esto nos permite alcanzar una incorporación de reserva, lo cual revierte la tendencia que teníamos hacia la baja, hacia la incorporación de estas reservas, ya que podemos restituir el 85 por cierto de lo que extraemos anualmente, a nivel de reservas 3P».

Durante este año se estima invertir 35 mil millones de pesos (mmdp), y con ello se revisarán 30 pozos exploratorios, además con estas inversiones se han descubierto los 10 nuevos yacimientos.

«La porción no es muy grande, estamos hablando de 80 millones en promedio, la ventaja es que las que están en tierra, nos permite que una vez cumpliendo el tema regulatorio de comercialización de los campos, iniciar tempranamente y que a más tardar en el tercer trimestre del 2016, se obtendrá la primera producción de desarrollo de estos campos», detalló.

Además, Antonio Escalera explicó, «en lo referente a aguas someras, estamos trabajando de una manera muy importante, una vez hechos los descubrimientos, se reducirá la incertidumbre, reclasificaremos la reserva 2P y alguna más se va a 1P, esto permitirá saber el volumen de los hidrocarburos y permite hacer un desarrollo de manera más eficiente».

Con estos seis descubrimientos se estima que para el año 2018 o 2019 se alcance una plataforma de exploración, y que en el caso de los yacimientos de aguas someras y campo terrestre, se alcance una productividad de 140 mil barriles diarios; en aguas profundas, se calcula una producción de 170 millones de petróleo crudo.

En el área del Cinturón Plegado de Perdido, en el norte de la República, en donde se han descubierto tres campos, Trion, Maximino y Exploratus y actualmente Kratus, llamada provincia de aceite ligero y condensado, el director detalló, «estamos hablando que tenemos mil millones de reservas, ya que estimamos que Kratus pueda dar 150 o 170 millones de petróleo crudo equivalente y fortalece la licitación 1.4, que incluye bloque nuevo en aguas profundas».

Los petróleos hallados son del tipo de aceite ligero y gas condensado en un 60 por ciento; y otra proporción es aceite pesado, en un 20 por ciento; y el resto es gas no asociado en el campo G, en las aguas profundas, frente a las costas de Coatzacoalcos.

Al respecto de la explotación, el director de Pemex Exploración comentó, «estamos planteando que todos los descubrimientos que hemos hecho en tierra y aguas someras, en principio consideramos que esos los vamos a desarrollar nosotros, tenemos las capacidades técnicas, probablemente contratemos algún mecanismo para financiar estas operaciones, y vamos buscar ese mecanismo que nos permite la reforma energética, y con el visto bueno de la Secretaría de Energía, vamos a poder hacer las licitaciones de Farmout para hacer los campos en aguas profundas, que es una práctica internacional».

Escalera, agregó que con la reforma energética se permite agilizar estos proyectos y se está trabajando de la mano con las autoridades gubernamentales para logar el Farmout en aguas profundas.

«Sabemos que hoy hay una sobreoferta en el mercado y lo que tenemos que hacer es que nuestros costos de exploración de desarrollo y de producción bajarlos para ser eficientes en las inversiones que estamos realizando y estabilizar esa dependencia de la producción y apoyando con nuevos yacimientos, más productivos, pues la madures que tenemos de los campos, ya estarán en una etapa declinante, tenemos que ser más eficientes en áreas productivas en torno a precios bajos de petróleo», finalizó.