En riesgo, 39 % de la producción petrolera


Pemex encuentra más dificultades en el Proyecto Aceite Terciario


De 2002 a la fecha, el valor del proyecto se triplicó y en los siguientes 10 años se podrían extraer 196 mil barriles de crudo, equivalente a 7 % de la producción actual


Redacción / 24 Horas


El 39 por ciento de la producción petrolera de México es incierta y de no encontrarse yacimientos de hidrocarburos que garanticen el suministro de este volumen, en el transcurso del próximo sexenio el país podría convertirse en una nación importadora de crudo, tal como lo advirtió la Comisión de Energía del Senado de la República.


Pemex Exploración y Explotación (PEP) enteró, recientemente, a la Secretaría de Hacienda de cuando menos tres adversidades para continuar con la explotación del Proyecto Aceite Terciario del Golfo (antes identificado como Chicontepec). De los pozos de este proyecto Pemex confía extraer, en el largo plazo, poco más de un millón de barriles de petróleo al día, es decir 39 por ciento de la producción actual, que es de 2 millones 549 mil barriles diarios.


Para evaluar la conveniencia de continuar con los trabajos en el proyecto, así como las limitantes del mismo, PEP dividió en ocho sectores el proyecto. De este modo encontró que los pozos alojados en el sector del Paleocanal de Chicontepec presentan “una pronunciada declinación de producción y a su vez muestran niveles bajos de recuperación de hidrocarburos, lo que origina que la vida fluyente del pozo sea corto”.


Sobre este punto la Comisión de Energía advirtió como preocupante “que más de la mitad de las reservas probables (2P) y posibles (3P) del país están localizadas en este proyecto”. Según Pemex, 60 por ciento de la reserva 2P (28 mil 229 millones de barriles de petróleo crudo equivalente) está en Chicontepec.


Además de reconocer el tiempo acelerado de la declinación de los pozos, PEP informó a la Secretaría de Hacienda que en el sector identificado como “Soledad-Coyotes los trabajos están supeditados a las condiciones climatológicas que en temporada de lluvias dificulta el tránsito de vehículos y que además faltan permisos de paso que dependen del Instituto Nacional de Antropología y de propietarios de las tierras cercanas al proyecto”.


La subsidiaria también menciona en el Análisis Costo Beneficio del Proyecto Aceite Terciario del Golfo que la topografía donde se aloja el proyecto limita la instalación de la infraestructura (macroperas) que permita continuar con la exploración y explotación del crudo.


Finalmente el costo de producción en el sector 8 denominado Alemán Furbero, “se convierte en un aspecto a considerar que limita la ejecución de los trabajos de construcción y mantenimiento”.


Desde que el gobierno federal y el Congreso de la Unión aprobaron la ejecución del proyecto en el 2002, al quedar incluido en el Presupuesto de Egresos de ese año, el costo de éste aumentó 330 por ciento. Hace 10 años, el desarrollo del proyecto demandaba una inversión de 140 mil 390 millones de pesos (entre el Proyecto Integral Agua Fría y el de Amatitlán Profeta). En el PEPF de 2012 se detalla que el costo total es de 464 mil 991 millones de pesos.


Pese al incremento de inversión, para 2023, es decir en once años, PEP estima extraer de los veneros de este proyecto 196 mil barriles de aceite por día, más o menos 7.6 por ciento de la producción actual.


Considerando este nivel de producción y en general el comportamiento de la plataforma de producción, la Comisión de Energía apuntó que, con base en información de la Estrategia Nacional de Energía 2011-2025, se prevé que la producción de crudo podría bajar hasta en 900 mil barriles. Por ello, calificó preocupante “que las reservas probadas siguen bajando”. Este tipo de hidrocarburo es el que está disponible para su extracción y comercialización inmediata. En cambio la reserva 2P y 3P se sabe que existe pero son estimaciones con menos probabilidad de extraerse crudo.




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