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Producción adelantada de Pemex genera controversia en la CNH

KAROL GARCÍA
ORO NEGRO

Mientras Petróleos Mexicanos (Pemex) solicitó el arranque de su periodo de transición en la asignación Comalcalco, de Tabasco, para pasar directamente de la exploración al desarrollo, generando controversias en la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), operadores privados en la primera etapa de sus contratos en todo tipo de yacimientos postergan perforaciones, según detalló el regulador de las actividades upstream petrolero mexicano.

En la tercera sesión del órgano de gobierno del regulador, con tres votos a favor y uno en contra –de la comisionada Alma América Porres– se otorgó la aprobación a la petrolera del Estado mexicano para que inicie su periodo de transición de 12 meses en la asignación Comalcalco de 1,015 kilómetros cuadrados ubicada en Nacajuca, Tabasco. Ahí, pretende continuar con el desarrollo del campo vecino Terra, luego de que en mayo pasado reportó éxito en el pozo Terra 101 Exp.

Pemex expuso que en 12 meses invertirá 11.3 millones de dólares de los cuales sólo 760,000 dólares corresponden a gastos de inversión, porque ya cuenta con infraestructura en el área. Con ello, extraerá un total de 1.21 millones de barriles de crudo y 3,510 millones de pies cúbicos de gas, a un ritmo de 3,700 barriles por día y 10.8 millones de pies cúbicos diarios a partir de la aprobación del plan.

Sin embargo, para iniciar la transición basada legalmente en el Artículo 65 de los Lineamientos de Planes, debería haber concluido la evaluación del área con la delimitación de los recursos, ya que a decir de la comisionada Alma América Porres, hay muchos ejemplos de sorpresas negativas como recientemente fueron los descubrimientos Chocol y Esah de Pemex, que por acelerar los planes resultaron en yacimientos mucho más pequeños de lo proyectado.

A su vez, el comisionado Néstor Martínez defendió esta producción acelerada con base en que ya existe un dictamen de evaluación y que iniciar la extracción no modificará las reservas existentes en el área.

Privados mantienen áreas sin perforar pozos
En tanto, tres privados presentaron planes que no incluyen pozos exploratorios para el 2021, dadas las complicaciones económicas para el sector que se mantienen en 2021. En primer término, la francesa Total en el contrato AS-CS 015 que le fue adjudicado en la Ronda 3.1 –de 580 kilómetros cuadrados, 100 metros de tirante de agua a 36 kilómetros de Dos Bocas, Tabasco– recalendarizó al 2022 un pozo programado para este año, bajando sus planes de inversión de 52.5 a 18.3 millones de dólares, por complicaciones relacionadas con la pandemia y con las condiciones del subsuelo del área.

La CNH aprobó también el plan de exploración para la regiomontana Jaguar en el área V03 que le fue otorgada en la Ronda 2.3, en que podrá invertir entre 24 y 31 millones de dólares en 2021 para la perforación de entre tres y cuatro pozos que buscarán recursos en este campo maduro que Petróleos Mexicanos (Pemex) no consideró para su portafolio.

El área se localiza en Veracruz a 55 kilómetros de puerto de Veracruz, tiene 231 kilómetros cuadrados con una elevación del terreno de hasta 70 metros. Tenía 24 pozos perforados en 60 años por Pemex, de los cuales ocho fueron de desarrollo en luego del descubrimiento de tres campos: Acagual, Adolfo López Mateos y Mata Violín, que fueron los campos descubiertos pero no tuvieron reservas.

Las actividades que realizará la 1,550 kilómetros cuadrados de nueva sísmica en el área donde tenía tres prospectos a perforar desde el plan de 2019, pero han sido cambiados y se perforarán más adelante, que son Jinicuil, Comal y Ook, además de la posibilidad de otro pozo denominado Kakiwin, que podría realizarse en un escenario incremental si los estudios previos resultan exitosos, para añadir posibles reservas de hasta 13 millones de barriles de petróleo crudo equivalente a la nación, explicó Rodrigo Hernández Ordoñez, director general de Dictámenes de Exploración de la CNH.

La comisionada Alma América Porres explicó que los pozos a perforar de esta empresa se llevarán a cabo en paralelo en dos meses, y aunque tienen suficiencia de equipos, “hay que ver que empiecen a perforar, ese será el punto de inicio para que empiecen a perforar por lo menos los tres pozos, por lo que hay que darle seguimiento a este proyecto”, dijo, luego de que la empresa postergó hasta su último año del periodo exploratorio la perforación de pozos.

La italiana ENI, en el área 7CS también en aguas someras asignada en la Ronda 2.2, recibió su respectiva aprobación para el plan exploratorio que al igual que en los casos anteriores, no tendrá nuevos pozos este año.

Este contrato de producción compartida operado por sociedad con Capricorn y Citla Energy.

Se localiza en aguas territoriales a 56 kilómetros de Coatzacoalcos, en la provincia geológica salina el Istmo con una superficie de 590 kilómetros cuadrados y tirantes de agua desde 150 hasta 500 metros.

En el área ya se perforó un pozo que resultó seco, por lo que hace falta la perforación de otro prospecto, pero durante el 2021 se llevarán a cabo actividades de salud y medio ambiente rumbo a la perforación del pozo hasta el próximo año.

Con preparativos de estudio de riesgo somero rumbo a la perforación del 2022, el consorcio aumentará de 3.61 a 5.38 millones de dólares el presupuesto destinado para este año, mismos que se sumarán a los 69.5 millones de dólares que ya ha invertido en la exploración del área.

El director de Dictámenes de Exploración explicó a su vez que el plan exploratorio completo de este contratista, que consta de cuatro años, incluía el compromiso de perforación de dos pozos, mismos que se llevarían a cabo en 2019 y 2020, pero los trabajos fueron diferidos para el 2020 en el caso del pozo que ya se perforó y para el 2022 para la perforación pendiente. El Economista

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