Dentro de los retos técnicos de los principales proyectos petroleros en la actualidad destacan los siguientes: Trion, Quesqui, Ixachi, Zama y Lakach, señaló el Titular de la Unidad de Extracción y Su Supervisión de la CNH, Rafael Guerrero Altamirano.
En el marco del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) 2024, Guerrero Altamirano presentó un amplio estudio prospectivo sobre estos prospectos.
Guerrero Altamirano, dijo que en el caso del proyecto Trion, en el cual están asociados Pemex y la empresa Woodside Energy, tiene un tirante de agua 2600 metros (m) con profundidad total de 4,400 m hasta los yacimientos. El proyecto requiere infraestructura submarina, aunado a Unidad de producción flotante (FPU), para el manejo y aseguramiento de flujo. Incluyendo, el uso de Buque de almacenamiento y descarga (FSO). Además, realizar Técnica Doble Desplazamiento (Inyectando GasAgua); un Ducto de recolección 16” de 140 km para conectar con el gasoducto Sur de TexasTuxpan en México. Adicionalmente; planea perforar 12 pozos productores, 10 inyectores de agua y 2 pozos inyectores de gas.
La producción máxim de aceite será de 110 barriles diarios (Mbd) para el 2028. Mientras que para el gas será de 124 millones de pies cúbicos diarios para el 2035. Cabe recordar que Trion es el primer Plan de Desarrollo para la Extracción en aguas ultra profundas, aprobado por la CNH en agosto de 2023. Se deriva de una Asociación de Pemex con la empresa Woodside Petróleo Operaciones de México.
Proyecto Quesqui
Respecto al proyecto Quesqui, los requerimientos son: Recuperación secundaria por medio de inyección de agua para mantenimiento de presión; alta complejidad en la perforación y toma de información (yacimiento geopresionado). Conservar la presión del yacimiento por arriba de la presión de saturación para conservar el 41% del volumen de líquido retrogrado. La producción actual de condensado es de 168 Mbd de condensado y 588 MMpcd de gas.
Quesqui cuenta con 13 pozos productores y se pretende perforar ocho pozos adicionales y 10 pozos inyectores de agua. El campo Quesqui es uno de los activos estratégico de la actual administración. Se mantiene como el principal productor de gas natural, con 585 millones de pies cúbicos (MMpc) de gas, en el mes de abril pasado.
Ixachi
El campo Ixachi es de una alta complejidad en la perforación y toma de información. La producción actual de condensado es de 61 Mbd y 507 MMpcd. Su producción máxima será de 147 Mbd de condensado para el 2028 y 1,035 MMpcd de gas para el 2031. Cuenta con 4 pozos exploratorios, uno delimitador y 10 de desarrollo, se pretender perforar 65 pozos adicionales. Ixachi, es otro de los campos estratégicos de esta Administración. Ocupa el segundo lugar en producción con 505 MMpc de gas, reportados en el mes de abril pasado.
Los campos terrestres Quesqui e Ixachi esos dos campos sumaron una producción de 1,090 MMpcd de gas en abril. La cual representa el 28% de del total de gas producido en ese mes.
Zama
El desarrollo Zama en aguas someras, es un proyecto compartido por las empresas Pemex, Talos Energy, Wintershall Dea y Harbour Energy. Muestra una alta complejidad para trasporte y aseguramiento de flujo, y sus Sistema de Recuperación es por medio de inyección de agua. Tiene una alta complejidad en la perforación y terminación con tirantes de agua de 190 m. Su gasto máximo será de 180 Mbd y 70 MMpcd para el 2031. Tiene dos plataformas tipo Octápodo y se pretende perforar 29 pozos de desarrollo y 17 inyectores de agua.
De acuerdo con el plan de desarrollo para la extracción aprobado por la CNH, Zama iniciará su producción en diciembre de 2025. El plan de desarrollo del Área Unificada considera recuperar, al límite económico del contrato (septiembre de 2051), un volumen de 625.68 MMb de aceite y 243.29 MMMpc de gas, con un factor de recuperación estimado de 37.8% para el aceite y gas.
Lakach
Finalmente, al referirse al campo Lakach, Guerrero señaló que tiene un Sistema e infraestructura submarina de producción con un tirante de agua entre 900 y 1,200 m. Balance entre la estrategia de extracción y la volatilidad del precio del gas. Destacó entre sus desafíos la Comercialización (venta en mar y trasporte a tierra). Su producción máxima de gas será de 300 MMpcd para el 2025. Cuenta con un pozo exploratorio, un delimitador, y 6 pozos de desarrollo y estima la terminación de los seis pozos perforados.
