Inversión en aguas profundas y sobrerregulación de la CNH y ASEA, obstáculos para el desarrollo: Romero Oropeza

Al 31 de diciembre de 2024, se estará produciendo al menos dos millones 624 mil barriles diarios, mediante un plan sustentado en cinco objetivos estratégicos, con 16 líneas de acción, entre las cuales destacan: asegurar el incremento de reservas, enfocando la inversión donde siempre hemos sido exitosos. Las cuecas del sureste de aguas someras y tierra, así como las cuencas del Norte convencionales.

Durante su intervención en la presentación del Plan Nacional para la Producción de Hidrocarburos, el ingeniero Octavio Romero Oropeza, director general de Petróleos Mexicanos, dijo que la producción actual de crudo en el país atraviesa por una situación alarmante, pues se ha desplomado en cerca de 800 mil barriles diarios en tan sólo cuatro años, lo que representa una declinación continua anual de aproximadamente ocho por ciento. “La problemática es tan crítica que el día de hoy estamos explotando la misma cantidad de crudo de hace 40 años: un millón 730 mil barriles; con un ingrediente adicional: la administración anterior inició importaciones de crudo ligero, debido a la caída de la producción para nuestras refinerías”.

Dijo que la razón fundamental de esta alarmante caída en la producción de aceite y gas radica principalmente en que la inversión se redujo drásticamente a partir del año 2014, cuando pasó de 24 mil a sólo ocho mil millones de dólares, en el 2018, lo que ocasionó que la cantidad de pozos que se perforaron y repararon fue mucho menor de los que, efectivamente, debieron haberse ejecutado y, por lo tanto, no se alcanzó a restituir la declinación de los campos.

Al mismo tiempo, como consecuencia de la falta de inversión, tampoco hubo incorporación suficiente de nuevas reservas; esto es, las reservas remanentes 2P, cayeron de 25 mil, en 2014, a sólo 15 mil millones de barriles en 2018. Además dijo que durante los últimos 12 años, el 41 por ciento del dinero asignado a la exploración fue canalizado en proyectos de aguas profundas, en donde, en todo caso, tendríamos la primera gota de aceite hasta el año 2025.

“En la exposición de motivos de la reforma energética, de 2013, se esperaba que Pemex produjera, en 2018, tres millones de barriles diarios de petróleo. Sin embargo, la producción de este año es de un millón 730 mil barriles por día. Para el caso del gas natural, los resultados son iguales. Se esperaba que Pemex produjera este año ocho mil millones de pies cúbicos diarios y, en realidad, la producción de gas es de tan sólo tres mil 800 millones de pies cúbicos”.

Dijo que en las rondas de licitación de la reforma energética, se entregaron un total de 110 contratos a 74 empresas, de 20 países; 50 fueron terrestres, 32 de aguas someras y 28 de aguas profundas. Esto significa que se les asignó una sexta parte de los más de 439 mil kilómetros cuadrados a explorar, lo que representa el 19 por ciento de los casi 113 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente prospectivos con los que cuenta el país.

“En consecuencia, vamos a implementar un plan de negocios que asegure el incremento de la producción de hidrocarburos con una meta de dos millones 624 mil barriles diarios al 31 de diciembre de 2024. Dicho plan está sustentado en cinco objetivos estratégicos, con 16 líneas de acción, entre las cuales destacan: asegurar el incremento de reservas, enfocando la inversión donde siempre hemos sido exitosos. Las cuecas del sureste de aguas someras y tierra, así como las cuencas del Norte convencionales”, explicó durante su intervención.

La incorporación de reservas será de aproximadamente mil 500 millones de barriles por año, logrando un factor de reposición de casi dos; es decir, repondremos los que produciremos y agregaremos casi la misma cantidad a las reservas existentes. Con esto habremos de garantizar la viabilidad de la empresa a largo plazo.

“Para lograrlo, aseguraremos un incremento de las inversiones en exploración en aproximadamente un 10 por ciento anual. Para reactivar la producción en esta nueva etapa de Pemex, nos vamos a centrar en incrementar la actividad en perforación y reparación de pozos en los campos en explotación con reservas 2P; en aumentar el factor de recuperación en campos maduros; en reducir la declinación de los yacimientos en explotación, aplicando tecnología y sistematizando mejores prácticas de administración integrada de yacimientos y, principalmente, en el desarrollo oportuno de nuevos campos descubiertos con la nueva estrategia de exploración”.

La producción de gas también se incrementará, en aproximadamente en un 50 por ciento, principalmente, como resultado del incremento de la extracción de aceite, ya que este programa considera el gas asociado a la producción de petróleo. Una de las principales líneas de acción de la estrategia es el desarrollo acelerado de los campos descubiertos. 

Geográficamente se muestran los 20 campos descubiertos, que iniciaron su desarrollo en diciembre de 2018 y terminarán en el 2021, esperándose una producción de 73 mil barriles por día, de estos campos, en diciembre del 2019.

De estos campos marinos, 12 están distribuidos en el litoral de Tabasco y cuatro en la sonda de Campeche. En cuanto a los campos terrestres, tres se ubican en el estado de Tabasco y uno en Veracruz. Estos campos representan una reserva 2P de mil 900 millones de barriles y una reserva 3P de tres mil 800 millones de barriles.

 

Autorización de planes, de 3.2 años a 50 días con el gobierno de transición

Uno de los obstáculos que impedían a Pemex desarrollar oportunamente sus campos era y es la sobrerregulación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y de la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente para las autorizaciones de sus planes de desarrollo.

Durante el periodo de transición se logró que las autorizaciones de dichos órganos, que duraban mil 115 días, esto es más de 3.2 años, pasara a tan sólo 50 días. De esta manera, con el inicio de la perforación del pozo Xikin 22, que forman parte de un nuevo descubrimiento y que coincide con el inicio de este nuevo gobierno, será posible producir la primera gota de aceite en octubre del 2019.

“Otra de las importantes líneas de acción de fondo en nuestro plan de trabajo es la reducción sistemática de costos y riesgos. En tal sentido, equipos de especialistas de Pemex elaboran dos nuevos modelos de contrato en este proyecto. Para la infraestructura marina, el modelo propuesto es la contratación integral de toda la infraestructura, que incluye la plataforma marina para recuperar pozos, el amarre, transporte e instalación de la misma, la contratación de los ductos y el amarre de estos a la plataforma”.

Por otro lado, la perforación de pozos será contratada llave en mano, dejando la responsabilidad a la compañía o consorcio de la entrega del pozo en el tiempo y el costo pactado; además, se asegurará un incentivo a quien mejor haga el trabajo, con base en los indicadores establecidos en el contrato. Pemex será el responsable de la ingeniería y la supervisión de los servicios. Se espera un ahorro de por lo menos el 20 por ciento, aplicando este tipo de contratos.

El día 15 de enero se firmarán los contratos de infraestructura y los de perforación de pozos, el 31 del mismo mes.

Para construir la infraestructura de la producción marina, se asignará dos contratos. El primero, para siete plataformas de producción marinas y 114 kilómetros de ducto para la producción de aceite y gas. El segundo, para seis plataformas de producción marinas y 62 kilómetros de ductos, con el mismo objetivo.

“Es para nosotros un motivo de satisfacción constatar la fortaleza de la industria nacional en este rubro, ya que existe el interés de ocho consorcios mexicanos y siete consorcios mixtos con alguna componente extranjera, todos con probados conocimientos y experiencia en la materia. Sin duda, este proyecto fortalecerá a nuestra industria petrolera nacional”.

Por la heterogeneidad de los nuevos campos, la perforación de pozos se dividió en cinco grupos, en los que asignaremos tres contratos por cada grupo. Los tres primeros habrán de asegurar la perforación de 16, 22 y 24 pozos respectivamente, todos incentivados al desempeño que muestren las compañías durante la ejecución de los servicios.

Es importante aclarar que con este esquema se habrá de garantizar que todos los interesados obtengan participación en algunos de los contratos mencionados. Nueve empresas han manifestado interés en la perforación de pozos marinos, otras cinco en los terrestres, todas son mayoritariamente mexicanas.

Debido a la magnitud de estos contratos, estos consorcios requerirán la participación de muchísimas otras empresas para cumplir con lo estipulado en los mismos. Los otros dos grupos van a asegurar la perforación de 11 y 44 pozos, respectivamente, también, incentivados al desempeño. En total, se habrán de perforar 73 pozos marinos y 44 terrestres.

El proyecto del desarrollo acelerado de los nuevos campos descubiertos inició el día 1º de diciembre del presente año con la perforación del pozo Xikin 22, utilizando por el momento contratos disponibles en lo que se firman los nuevos contratos mencionados, previamente.

Actualmente se perfora a una profundidad de 900 metros. Este proyecto adelanta en dos años la producción de los campos descubiertos que alcanzará los 340 mil barriles de petróleo de aceite, lo cual permitirá la estabilización y e incremento de la producción en el corto plazo.

A medida que se vayan descubriendo más campos, estos serán desarrollados de manera oportuna para fortalecer y asegurar el incremento de producción alcanzado la meta planteada en el sexenio. Con este proyecto, la producción de gas se incrementará en mil 200 millones de pies cúbicos diarios en su totalidad, como gas asociado a la producción de aceite.

“Para el año 2024 alcanzaremos una producción promedio de dos millones 480 mil barriles de petróleo diarios. Esto lo lograremos con el apoyo y compromiso de las compañeras y los compañeros, que forman el principal activo de PEMEX. Pronto Petróleos Mexicanos será de nuevo motivo de orgullo nacional”, concluyó el directivo.