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29 enero, 2020 Comentarios desactivados en Nuevos pozos afectaron meta de producción en 2019: Pemex Campeche

Nuevos pozos afectaron meta de producción en 2019: Pemex

El director de Petróleos Mexicanos, Octavio Romero, afirma que se consolida la producción petrolera nacional e informa que la extracción de crudo estimada en enero es de un millón 734 mil barriles diarios, y para finales de marzo 2020, se estima alcanzar un millón 801 mil barriles por día.

Por Daniel Sánchez

CIUDAD DE MÉXICO, 29 de enero del 2020.- El director general de Petróleos Mexicanos, Octavio Romero Oropeza, justificó que no se alcanzó la meta de producción para fines del 2019, porque hubo un diferimiento en semanas de “pozos que no pudieron entrar a producción por razones de tiempo y algunas otras situaciones”.

“En el momento en que entren estos campos, estos pozos que no pudieron entrar por razones de tiempo y algunas otras situaciones, hubo un diferimiento en semanas para la entrada. Vamos a lograr los objetivos, estamos sobre los objetivos que están planteados en el Plan de Negocios”, expresó.

“En diciembre, no entraron todos los campos que teníamos contemplados, es un tema que tiene que ver con tiempos. Son problemas que siempre surgen en todas las industrias y particularmente en Pemex, pero eso no quiere decir que no van a entrar, al contrario, en eso basamos nuestro incremento de producción”, indicó.

El titular de Pemex expuso los avances y logros en la estrategia de Exploración y Producción de petróleo, en la que detalló que luego de 14 años de un declive constante, la actual administración logró detener la caída y al mes de enero de 2020, se estima una producción de un millón 734 mil barriles diarios.

Manifestó que, gracias a las acciones implementadas y a la entrada en operación de pozos en nuevos campos, se estima que para finales de marzo, la producción nacional alcance un millón 801 mil barriles diarios.

“Lo anterior representaría un incremento del orden de 289 mil barriles por día por arriba de la tendencia de disminución de producción que se observó en 2018. Con la proyección que traemos a marzo, esto sería el incremento de la producción y estaríamos llegando a un millón 800 mil barriles para finales del mes de marzo”, reiteró.

“Esto está basado en una serie de pozos de campos nuevos que van a entrar durante fines del mes…bueno, ya están entrando desde diciembre, enero, fines del mes de enero, febrero y marzo. Estos son los pozos que entraron en diciembre, el que va a entrar ahora en enero y estos pozos son de campos nuevos que entran entre febrero y marzo. Esto nos va a llevar a la proyección que les acabo de mostrar”, puntualizó.

Romero Oropeza aclaró que “desde luego, esto tiene una variable –siempre- que vale la pena señalar: el tema del tiempo. Hay que recordar que diciembre, enero, febrero es invierno, hay condiciones difíciles en el mar, los famosos “nortes”, las tormentas, y dependemos de eso.

“Estamos proyectando echar a producir estos pozos, dependemos de las condiciones climatológicas. Si estas se presentan tal y como las estamos observando, vamos a lograr esta proyección que le estamos señalando. Pero lo cierto es que las estructuras de estos campos y las plataformas de perforación, ya prácticamente tenemos todo listo, es un tema de tiempos para la instalación en las estructuras”, mencionó.

El directivo de Petróleos Mexicanos insistió en que si hubiera seguido “la tendencia de la declinación, no sólo del año pasado, sino de los últimos 14 años; si no se hubiese detenido la caída, el comportamiento de la producción hoy sería este, es decir, andaríamos en el orden del millón 512 mil barriles diarios para el mes de mes de abril y millón 540 mil para el mes de enero”.

-Y los nuevos yacimientos que se han encontrado, que usted nos acaba de decir, ¿qué tipo de petróleo es?

-En su mayoría es crudo ligero, lo cual es muy bueno porque tenemos un déficit de crudo ligero, sobre todo para dos razones: Uno, para las mezclas que se exportan, para la mezcla mexicana, para lograr un crudo, que es el que más demanda el mercado norteamericano con 21 grados API, se requiere mezclar crudo ligero con crudo pesado para lograr este tipo de petróleo. Y, por el otro, para nuestro sistema nacional de refinación, que requiere mucho crudo ligero. Entonces, todos estos campos que estamos viendo aquí, en su mayoría, 95 por ciento de ellos, es crudo ligero, lo cual es una muy buena noticia.

– ¿Cómo trabajará Dos Bocas?

– Con crudo pesado, con un crudo de 21 grados.

La disputa por el Zama o Asab

En relación con el campo Zama, Octavio Romero expuso que “es un bloque que se le otorgó a tres empresas, dos de ellas por cierto… Una es Talos, las otras dos, originales; por lo menos una de las otras dos vendió ya su parte a otra empresa, ahora una de las que están estaba negociando su participación en ese campo para la venta”.

“Pero independientemente de eso, este campo Zama tiene un yacimiento que es compartido con Petróleos Mexicanos, nosotros tenemos un campo al lado del campo Zama que se llama Asab; entonces, el yacimiento es compartido”, agregó.

“De acuerdo con la información que hoy se tiene, en la interpretación de Talos y sus socios, ellos argumentan que tienen la mayor parte del yacimiento; en los análisis que hace Pemex y sus técnicos, consideramos que la mayor parte del yacimiento la tenemos nosotros. Pero independientemente de quién tiene qué, Pemex va a perforar pozos exploratorios para confirmar estos datos”, abundó.

“¿De qué se trata esto? Se trata de que la empresa Talos quiere ser operador y Pemex también quiere ser operador de este campo, porque es un campo importante, es un campo que, por lo menos, tiene alrededor de 600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Serían 300 y 300, digamos, en términos generales, de manera que necesitamos ponernos de acuerdo en términos de quién es el operador”, comentó.

Dijo que Pemex considera que “Zama o Asab, que es nuestro campo, entre en producción el próximo año, ellos tienen considerada la producción hasta el 2024”.

“Pero independientemente del tema también de los tiempos, hay que señalar que Pemex, en el bloque que está pegado a Zama, no sólo tiene compartido ese yacimiento, sino que hay dos yacimientos potenciales, uno que se denomina Nikita, otro que se denomina Chamac, que estamos considerando crear un polo de desarrollo que va a abaratar muchísimo los costos de operación”, aseguró.

“Por eso creemos que conviene que Pemex sea el operador de este campo, pero esto está en pláticas con la empresa, desde luego con la Secretaría de Energía y con la CNH, y esto se va a definir técnicamente, no hay ningún problema en ese sentido”, concluyó.

 

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