La producción de crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) continúa a la baja porque la empresa tiene una estrategia de desarrollo de nuevos campos que comenzarán a producir hasta noviembre y, en tanto, no realiza nuevas perforaciones en los campos actuales sino que enfoca el presupuesto de extracción en reparaciones y mantenimiento de los pozos vigentes, coincidieron analistas.

El último Plan de Negocios presentado por la pasada administración, con miras al 2021, contemplaba que la petrolera estatal volvería a superar la barrera de 2 millones de barriles diarios (mbd) de crudo en el 2019, gracias a la diversificación de los yacimientos productores y a la aceleración en la producción de los campos en asociación de Pemex.

Con ello, se debió haber superado ya el piso productivo al que llegaría la producción de crudo de la empresa: de 1.944 millones de barriles diarios para arrancar el 2018. En tanto, la extracción del 2018 cayó hasta 1.813 millones de barriles diarios en el promedio anual, y en lo que va del 2019, lleva un promedio de 1.670 millones de barriles diarios, 10% inferior a lo que se reportó hace un año de enero a mayo.

La nueva administración estableció una meta menor para la extracción de crudo en el corto plazo: que en el promedio del 2019 se produjeran 1.742 millones de barriles diarios, volumen que incluso está 4% por encima de los indicadores hasta el quinto mes del año.

Por lo tanto, para incrementar la producción, Pemex comenzará el desarrollo de 22 campos en los que se perforarán 116 pozos este año, según los planes de la empresa, pero aunque la primera producción comercial de estos campos comenzará en agosto, será hasta noviembre que puedan aportar al incremento productivo del país, y antes, continuará la caída de la extracción petrolera, según la subsidiaria Exploración y Producción.

Arturo Carranza, analista de la consultoría Mercury, explicó que la empresa se ha planteado dos acciones para estabilizar la producción: reparación y mantenimiento de pozos y compra de insumos para darle servicio a estas mismas perforaciones.

“Son temas que no han funcionado. Como en los últimos años de la administración pasada se empezó a sobreexplotar algunos de los campos más importantes en las Cuencas del Sureste, como Xanab, sin nuevas perforaciones, comenzó a acelerar la producción, y entonces la producción ha caído antes de lo esperado”, aseguró.

Como la mayoría de los campos en la cartera de Pemex ya está en declive, al ser campos maduros en tierra y aguas someras, y no se ha añadido nueva producción, la estrategia de estabilizarlos no ha funcionado, porque son campos que al parecer ya dieron su máximo.

“Fuera de Ku Maloob Zaap, que se mantiene por encima de 800,000 barriles diarios, el resto de los campos de Pemex en las Cuencas del Sureste se inició con una estrategia de más largo aliento, misma que no se siguió, y ahora estabilizarlos se ha vuelto una carrera contra el tiempo”, añadió.

Aconsejan vieja estrategia para Pemex

Ramsés Pech, de Caraiva y Asociados, aseguró que la estrategia que se ha seguido en los últimos meses es similar a la que llevó a cabo la petrolera entre el 2010 y 2015, de dejar de invertir en nuevas perforaciones en los campos existentes para llevar al máximo productivo a los pozos existentes. “Se está dejando de invertir en pozos de desarrollo y todo el presupuesto está destinado al mantenimiento de la producción actual”, dijo.

Por tanto, sugirió un plan que no sólo contemple redoblar esfuerzos en nuevos campos y en exploración, sino que además prevenga menos presupuesto para mantenimiento y más perforaciones en los recursos ya localizados por la empresa.

CNH aprueba a Pemex exploración de campo no convencional

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó el plan de exploración propuesto por Petróleos Mexicanos (Pemex) para la asignación AE-0387-2M-Humapa, que considera recursos no convencionales de aceite y gas en lutitas.

El director general de Dictámenes de Exploración del organismo regulador, Rodrigo Hernández Ordoñez, explicó que en el escenario base Pemex planea invertir alrededor de 20 millones de dólares con la perforación de un pozo. Sin embargo, en el escenario incremental, la empresa productiva del Estado plantea la perforación de un pozo adicional, con lo que ejercería recursos por 38.9 millones de dólares hacia el año 2021. Hernández Ordoñez señaló que estos trabajos permitirán a Pemex acelerar el desarrollo del conocimiento y el potencial petrolero en yacimientos no convencionales, los cuales de ser exitosos podrían incorporar reservas por cerca de 66 millones de barriles de crudo equivalente.

El campo se ubica a 30 kilómetros al noreste de Poza Rica y 50 kilómetros al suroeste de Tuxpan, entre los estados de Veracruz y Puebla, en la provincia geología de Tampico-Misantla.

El comisionado Sergio Vargas Pimentel calificó a su vez de positivo que la Secretaría Energía (Sener) haya decidido darle a la columna completa en esta asignación, no sólo para actividades de extracción, sino también para exploración de recursos no convencionales.

A su vez, el comisionado Héctor Moreira Rodríguez felicitó a Pemex, ya que entrar a la parte de no convencionales es muy importante, además destacó que como negocio es algo muy bueno por lo rentable.

“La tasa interna de retorno que trae es de 45%, es decir, como negocio es muy bueno, sin embargo, a la hora en que analizamos el antes y después de impuestos, vemos que la tasa impositiva es de 85% de las utilidades, lo cual está bastante pesado”, reconoció. (Notimex)

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