Aguas someras, la plataforma productiva de México. Por Efraín Mariano
La actual administración ha enfocado sus capacidades en la exploración y producción de crudo en campos de aguas poco profundas. Esa estrategia ha reactivado la plataforma nacional de hidrocarburos por primera ocasión en 16 años.
Octavio Romero Oropeza, director general de Pemex, ha dejado en claro que la empresa productiva del Estado aún es una de las petroleras más atractivas y rentables del mundo.
Si bien es cierto que Pemex es la petrolera más endeudada a nivel global, con un déficit de 113,000 millones de dólares; aún tiene muchas ventajas competitivas en exploración y producción de crudo.
Romero Oropeza resalta que los principales yacimientos en México están en aguas someras, donde la paraestatal es “líder mundial”.
Desde la perspectiva de Romero Oropeza, esa cualidad ha permitido a Pemex reducir costos de extracción, estabilizar finanzas y rescatar la producción.
“La nueva estrategia de inversión se ha focalizado en aguas someras, donde Pemex es líder mundial, así como en cuencas terrestres del sureste del país. Con esos resultados, hoy estamos demostrando el éxito del cambio de la política de exploración de Petróleos Mexicanos”, destaca el director de Pemex.
Reactivación de la plataforma petrolera
A pesar de contar con cientos de pozos productivos en aguas someras, la empresa productiva del Estado acumulaba 15 años con una franca tendencia descendente en su plataforma productiva.
En respuesta, con el fin de detener esa espiral descendente, Pemex enfocó sus capacidades en campos terrestres y en aguas poco profundas.
Considerando que el 70% de la producción de hidrocarburos se genera en campos de aguas someras; Pemex orientó sus capacidades en los campos de alta rentabilidad en ese segmento. Como resultado, logró estabilizar y aumentar la producción por primera ocasión desde 2004.
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Durante el 2021, la producción de petróleo crudo de Pemex, incluidos los condensados, registró un promedio de un millón 757 mil barriles diarios, lo que representó su mayor nivel en lo que va de la actual administración. Igualmente, la producción petrolera reportó un crecimiento de 3% en comparación de 2020.
Estas cifras se mantuvieron en línea con las expectativas de Pemex, ya que el 10 de diciembre, Romero Oropeza adelantó que esperaban una producción promedio de 1 millón 756 mil barriles diarios. Asimismo, esas cifras se ubicaron muy por encima de la plataforma de 2019, que reportó su menor nivel en 40 años.
En 2019, la producción petrolera de México promedió un millón 679 mil barriles diarios, lo que representó una caída de 7.24% con relación a los un millón 810 mil barriles en 2018.
Ku Maloob Zaap suma energía
Ku Maloob Zaap, el complejo petrolero en aguas someras más importante de Pemex –que se ubica frente a las costas de Campeche– aporta el 33% de la producción de petróleo crudo de México. Sin embargo, en años recientes ha perdido capacidad.
De acuerdo con un reporte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), el complejo en aguas someras aportó 597 mil barriles diarios en el mes de diciembre. Esa plataforma fue similar a la de noviembre.
De manera específica, el campo Maloob produjo 287 mil barriles, Zaap aportó 260 mil barriles y Ku agregó 50 mil barriles.
A pesar de que el complejo encabeza la producción nacional de petróleo, éste experimenta una declinación de 31% frente a su pico de 869 mil barriles diarios, alcanzado en 2017.
Actualmente tiene instaladas 11 plataformas, las cuales producen crudo pesado de 14º API. La plataforma principal es llamada Ku-S, localizada 110 km al noroeste de Ciudad del Carmen, la cual perfora a una profundidad de 60 metros de agua.
Cantarell, la joya de la corona
Pemex apareció en el mapa mundial con el descubrimiento de uno de los yacimientos de petróleo en aguas someras más grandes del mundo.
En 1971, el pescador Rudecindo Cantarell, reportó a Pemex el hallazgo de una mancha de aceite que brotaba del fondo del mar en la Sonda de Campeche. Bajo esas aguas, había 40,000 millones de barriles de petróleo, un enorme tesoro que en su tiempo solo estuvo por debajo del campo petrolero Ghawar, en Arabia Saudita.
En 2004, el yacimiento alcanzó un pico de producción de 2.1 millones de barriles diarios; representando en ese momento, dos terceras partes de la producción nacional. Actualmente se ha desplomado, con una plataforma promedio de 140,000 barriles diarios.
Aportación de particulares
México abrió la industria de petróleo y gas a la inversión privada y extranjera en 2014, como resultado de la aprobación constitucional de la Reforma Energética. Sin embargo, los resultados por conducto de privados han llegado a cuentagotas.
De acuerdo con datos de la CNH, de 2019 a 2021, cuatro campos en aguas someras, operados por privados, entraron en operación ese periodo. Los campos son: Miztón operado por Eni México; campo Hokchi de Hokchi Energy y campos Pokoch e Ichalkil operados por Fieldwood Energy E&P México.
Los campos Hokchi, Miztón, Pokoch e Ichalkil reportaron producciones de 18,000, 13,000, 4,000 y 2,000 barriles diarios al cierre de 2021.
Aumenta 47% producción de privados
En terminos generales, la producción a petróleo de las empresas privadas, incluyendo bloques terrestres, aumentó un 47% en 2021. La producción anual pasó de 51 mil barriles diarios de petróleo en diciembre de 2020 a 75 mil barriles diarios en diciembre de 2021.
Los campos con mayor producción de crudo fueron: Hokchi (17 mil 764), Santuario – El Golpe (17 mil 225), Miztón (12 mil 588); Cárdenas – Mora (6 mil barriles) y Ébano (5 mil 033).
No obstante, la producción se ubicó 54% por debajo de la meta prevista de 166 mil barriles diarios establecida para 2021. Igualmente, los privados sumaron tres años consecutivos incumpliendo sus propias metas de producción, afectados principalmente por la coyuntura de la industria; la pandemia, problemas operativos y de seguridad, así como la incertidumbre regulatoria.
En 2019, la meta establecida fue de 50 mil barriles y la producción sumó 47 mil barriles, mientras que en 2020 el objetivo se ubicó en 75 mil barriles y sólo totalizó 51 mil barriles.
Para el 2022, los privados esperan alcanzar un bombeo promedio de 200 mil barriles diarios. Las empresas que operan en nuestro país se comprometieron a cerrar el sexenio con una producción de 280 mil barriles por día.
