La CNH reprueba a Pemex en desarrollo de campo prioritario

Fuente: El Economista / Karol García

19 de Julio de 2023

El regulador informó que dicha área en la asignación Amoca-Yaxche ubicada en aguas someras obtuvo 71% menos crudo del proyectado y se gastó 1.7% más de lo presupuestado.

El desarrollo acelerado de campos de Petróleos Mexicanos (Pemex) no resultó exitosa en el campo Tetl ubicado en aguas someras, como reveló el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) que aprobó una técnica para recuperación secundaria ya que el campo se quedó sin presión en dos años de producción, mientras obtuvo 71% menos crudo del proyectado y se gastó 1.7% más de lo presupuestado en ese periodo.

En la 27 sesión del órgano de gobierno del regulador de ese martes, los comisionados y expertos de la Unidad Técnica de Extracción y su Supervisión detallaron este martes que este campo, ubicado dentro de la Asignación AE0006-Amoca-Yaxché-04, inició su producción acelerada para mantener las metas que se planteó el actual gobierno. Así, acumuló un volumen de 4.5 millones de barriles del 2020 a la fecha, cuando se estimaba que se obtendrían 15.84 millones de barriles entre 2021 y 2023.

A su vez, se gastaron 263.8 millones de dólares en las actividades, cuando el plan de desarrollo estimaba que se invertirían 259.3 millones. Esto significa una producción 71% inferior a la programada, mientras que la inversión fue 1.7% superior a la programada.

Por ello, se aprobó un plan de recuperación secundaria para el campo apenas a tres años de su arranque, lo cual no resulta exitoso y se debe a la falta de conocimiento de la presión del yacimiento por acelerar su producción, explicaron expertos de la Unidad Técnica de Extracción y su Supervisión de la CNH.

“Como podemos ver, se llegó a una producción sólo del 30% de lo programado, pero se gastaron todo, se gastaron todo el dinero para obtener el 30% de la producción, esto obviamente no fue exitoso aquí se perdió una cantidad sustancial”, dijo al respecto el comisionado Héctor Moreira, “¿cuál es el aprendizaje? ¿en qué momento se debe encender un foco amarillo de que no se va en el camino adecuado?”.

La asignación está ubicada en el municipio de Paraíso, Tabasco, con una superficie de 12.95 kilómetros cuadrados. El campo cuenta con un yacimiento de aceite ligero de densidad de entre 28 y 44 grados API y fue descubierto en el 2017.

Inició producción en mayo de 2021, con tres pozos perforados y terminados, y un pico de 13.5 millones de barriles diarios de crudo y 7.78 millones de pies cúbicos de gas al día. Actualmente, está en declinación de la presión del yacimiento.

Así que se solicitó la modificación al Plan de Desarrollo que se tenía y se implementará un proceso de Recuperación Secundaria y la operación del sistema artificial de bombeo neumático, debido al comportamiento dinámico observado de los yacimientos, que presentaron un abatimiento de presión típico de la falta de un acuífero.

La modificación contempla llevar a cabo actividades del 2023 a la vigencia de la asignación en 2039, mediante la perforación de un pozo una reparación mayor (RMA), 17 reparaciones menores (RME), la construcción de un ducto y una planta de inyección. Estas actividades para implementación del proceso de recuperación secundaria y la operación del sistema de bombeo neumático, permitirán extraer las reservas 3P totales del Campo equivalentes a 24.54 millones de barriles de aceite y 12.13 miles de millones de pies cúbicos de gas, para alcanzar un factor de recuperación final de 35.8% de aceite y 40.3% de gas, según le aprobó la CNH a Pemex.

karol.garcia@eleconomista.mx