Pemex enfrenta reto de sustituir megayacimientos

Fuente: El Economista / Karol García

27 de Septiembre de 2023

Con la declinación de Cantarell y el complejo Ku Maloob Zaap, los nuevos campos en desarrollo han adquirido relevancia, pero su pico productivo ya también se avecina.

A partir de que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) comenzó a reportar la producción de campos de todos los operadores del país, en 2016 tras la reforma, la producción de los mayores activos de Petróleos Mexicanos (Pemex) ha descendido 41% en el caso del que conforman los campos Ku, Maloob y Zaap, y 37.8% en el caso de Cantarell, ambos en la Sonda de Campeche, donde la estatal mexicana busca reemplazar el nivel productivo con otros desarrollos acelerados lo cual se ve poco factible, según la Agencia Internacional de Energía (IEA, por su sigla en inglés).

El volumen de producción de Cantarell se ubica en 145,583 barriles diarios, cuando hace dos décadas producía dos millones de barriles por día. Ku Maloob Zaap por sí mismo pasó de 841,094 barriles diarios en enero de 2016, a una extracción de 495,090 barriles diarios en julio pasado.

Por campo, la producción de Ku ha descendido 89% en este lapso y se encuentra ya en sólo 19,194 barriles por día, según el último reporte del regulador. A la vez, el campo Zaap se ubica en 181,911 barriles diarios, con lo que ha bajado en 37% su producción desde el 2016.

Por otro lado, el campo que más produce hoy en el país, Maloob, ha registrado una caída de 22% desde enero del 2016 y se encuentra en un nivel de 293,985 barriles diarios. A mediados de septiembre la CNH aprobó un nuevo plan de desarrollo que permitirá que Pemex invierta 14,166 millones de dólares para extraer 555.5 millones de barriles de petróleo crudo en Maloob, el yacimiento estrella del Golfo de México.

El gobierno federal ha manifestado que buscará reemplazar la producción con los llamados campos prioritarios de desarrollos acelerados. Son 35 campos prioritarios (sin contar los de los megayacimientos que también incluyó el gobierno) y los campos elegidos son: Ixachi, Quesqui, Ayatsil, Zama, Tupilco, Valeriana, Pit, Mulach, Cibix, Pokche, Kayab, Madrefil, Balam, Racemosa, Suuk, Wakax, Xanab, Chicjiltik, Tiribish, Teoleco, Tizon, Tekel, Itta, Yaxche, Sini, Nuktah, Crudo Ligero Marino, Tlamatini, Nama, Macuil, Sukuum, Acatil, Amextlan y Teca.

Sin embargo, la IEA estimó con base en los reportes y prospectivas gubernamentales que la extracción de estos campos que arrancó en 2018 llegará a su pico de poco más de 400,000 barriles en 2024, para sostenerse dos años después y posteriormente iniciar la declinación natural de los recursos, que podría requerir de métodos secundarios como inyección de gases en los pozos para aumentar la presión de los yacimientos, tal como ocurrió con Cantarell y como se realiza en Ku Maloob Zaap.

De los campos prioritarios que espera desarrollar, destaca que Pemex cuenta con el desarrollo del campo Zama, descubierto por la estadounidense Talos Energy con recursos que rondarían los 800 millones de barriles de crudo. El yacimiento donde se ubicaría, en aguas someras del Golfo de México, fue el primero que un privado ha hallado mediante trabajos de exploración, pero al ser contiguo con una asignación ya desarrollada por Pemex, se estipuló que la estatal sea la operadora del campo, donde el consorcio liderado por Talos será socio financiero.

De enero a julio, la producción nacional de crudo reportada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos más la producción de condensados reportada por Petróleos Mexicanos promedia 1.944 millones de barriles diarios.

karol.garcia@eleconomista.mx

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