Estrategia para incrementar la producción, por Gustavo Hernández García

Cuando invitas a tu fiesta a operadores internacionales, es prudente y conveniente tener un árbitro (regulador) imparcial. Sin embargo, para fortalecer al Operador del Estado no es prudente ni conveniente eliminarlo de facto (no oficialmente). Mejor centrarse en un enfoque donde todos, operadores del estado y privados, contribuyan a alcanzar las metas del gobierno con la participación de un regulador.

 

Para producir 2.4 millones de barriles por día cuando se tiene una declinación mensual de aprox 10 mbpd (120-140 mbpd al año u 8% anual) como lo aseveró el DG Pemex, es pertinente considerar lo siguiente:

 

  1. Enfocarse en reducir el ritmo de declinación con un programa efectivo de reparación de pozos.

 

  1. Iniciar los desarrollos de los descubrimientos recientes (al menos 14 campos marinos y los terrestres)

 

  1. Fortalecer la capacidad de ejecución de PEP para reincorporar a producción pozos cerrados con posibilidades de explotación.

 

  1. Abatir costos en Cantarell. El Presidente mencionó que se están bajando costos, pero no en Cantarell, que tiene un altísimo costo de producción porque hace uso de todos sus centros de proceso (Akal C, J, B, L, Noboch) que se utilizaban para producir los poco más de 2 millones de barriles diarios y ahora solo manejan apenas 150 mbpd. Eso tiene un costo muy alto porque mantiene la misma plantilla de trabajadores costa afuera más sus costos asociados. Es decir, desincorporar algunos centros de proceso de Cantarell

 

 

  1. Revisar y continuar con las asociaciones (Farm Outs) de Pemex no tan sólo de los dos productores asociados (DEA en el campo Ogarrio y Cheiron Holdings Ltd en el campo Cárdenas-Mora), sino también los 7 Farm Outs de PEP pospuestos para octubre de 2019 y otros más que sean identificados para buscar socios que le puedan resolver algún reto tecnológico a PEP.

 

  1. Continuar con las licitaciones del Estado en áreas revisadas por las autoridades de la Sener para ir reduciendo la brecha de conocimiento en áreas o cuencas de baja productividad. Allí están los ejemplos de la empresa TALOS en el campo Zama y lo que descubrieron FIELDWOOD y PETROBAL en los campo Ichalkil y Pokoch; grandes reservas que representan incremento de actividad económica y por supuesto un apoyo a las reservas de país.

 

  1. Iniciar con las rondas de Campos NO convencionales, permitiendo la “eco estimulación” o la “estimulación sustentable” en lugar del vilipendiado fracking.

 

  1. Los recursos prospectivos estimados en la Cuenca Tampico-Misantla suman casi 34 billones de barriles de crudo equivalente (casi todo shale oil) por lo que se debe proponer una estrategia para su exploración (descubrimiento) y posterior explotación. Dado los recursos necesarios para el descubrimiento de estos recursos prospectivos y su conversión a reservas se requiere inversión privada.

 

  1. Que el regulador regule por igual a privados y a Pemex para agilizar las autorizaciones de perforación de pozos exploratorios, planes de evaluación y planes de explotación.

 

  1. Que el comercializador de hidrocarburos del Estado vuelva a ser Pemex (a través de PMI) ya que en el 2018 se le quitó esa área de experiencia de casi 30 años a Pemex y se le otorgó a TRAFIGURA para encargarse de la comercialización del crudo y a CFE Energía la comercialización del gas. Pemex tiene la infraestructura para ello.

 

  1. Que se fortalezca a Pemex otorgándole más áreas exploratorias (algunas de las que solicitó y no se le entregaron en la Ronda Cero)

 

  1. Que se fortalezca a Pemex con regímenes fiscales adecuados en aquellas asignaciones que son rentables antes de impuestos, pero no después de tributar (así están casi todas las asignaciones de campos marinos de donde proviene casi 1.4 millones de barriles diarios. La SHCP anunció el lunes 28 de enero un apoyo de 11,000 mm de pesos anuales a través de mayor deducción de costos (como los privados) que solo representan 90 mil barriles diarios. Ojalá se pudiera hacer en menos tiempo y que esas asignaciones se migren a Contratos de Exploración y Extracción como sucedió con Ek-Balam.

 

  1. Que se fortalezca a Pemex con asignaciones de exploración que tengan períodos similares a las de los contratos con terceros (4 años + 3 adicionales) en lugar de los 3 años + 2 adicionales que se le otorgaron en la reforma energética. El plazo de 4+3 se otorgó posteriormente en las leyes secundarias, pero a Pemex solo se le dieron 3+2 años.

 

  1. Que Pemex tenga la opción de migrar sus asignaciones a Contratos de Exploración y Extracción para acceder a mejores regímenes fiscales.

 

  1. Que los plazos de las asignaciones de Pemex (todos de 20 años que vencerán en agosto de 2034) se equiparen a los plazos que otorgó la CNH a los privados que van de 25 años más una o dos ampliaciones de 5 años cada una, i.e. 35 años

Las de aguas profundas que van de 35 años iniciales con una primera ampliación de 10 años y una segunda de hasta 5 años para totalizar 50 años.

 

Esto es, Pemex tiene 20 años y los privados de 35 a 50 años. El contrato sin socio de Ek-Balam tiene 22 años, pero un régimen fiscal de 70.5% mayor al de asignaciones.

 

  1. Que se dote a PEP de presupuesto para perforar y reparar pozos utilizando al menos de 40 a 60 equipos marinos y de 80 a 100 equipos terrestres.

 

En el 2017 se tuvo un promedio de 14 jack ups y 4 equipos terrestres

 

  1. Finalmente, parece razonable proponer construir en paquetes diversas plataformas para los 14 campos marinos descubiertos en los últimos 4 años. Eso sin duda reactivará a las localidades donde se asientan los patios de construcción. Pero se necesita la actividad intensiva de perforación y reparación y mantenimiento de pozos con un número de equipos que incremente la demanda de servicios de transporte de equipos, herramientas y materiales, de servicios a pozos, de mantenimiento y rehabilitación, etc. Y además fortalecer con nuevos jugadores el mercado de proveedores de servicios a pozos.

 

  1. Y concluiría mencionando que se debe tener una estrategia clara para incrementar la producción de gas.

 

 

  • Gustavo Hernández-García estuvo al frente de diversas áreas de Pemex Exploración y Producción durante más de 25 años, además, ha presidido el Colegio de Ingenieros Petroleros de México, la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, la Comisión de Especialidad de Ingeniería Petrolera en la Academia de Ingeniería, y la Unión Mexicana de Asociaciones de Ingenieros. Actualmente es jubilado y en retiro Sabático.