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15 marzo, 2020 Comentarios desactivados en Pemex tiene 278 campos maduros en declinación Campeche

Pemex tiene 278 campos maduros en declinación

La ASF determinó que la producción petrolera cayó de 2 millones 154,000 a 1 millón 813,000 barriles diarios entre 2016 y 2018, porque el 79% de los campos están su última etapa, por el cierre de pozos, la disminución del mantenimiento y la geología cada vez más compleja.

Por Daniel Sánchez

CIUDAD DEL CARMEN, Cam. 15 de marzo del 2020.- La Auditoría Superior de la Federación (ASF) determinó que la caída en la producción de petróleo crudo pesado, ligero y superligero, al pasar de dos millones 154 mil barriles diarios en 2016 a un millón 813 mil barriles diarios en 2018, se debió, principalmente, a la declinación natural del 79 por ciento de los campos en producción.

“Las principales causas que originan la disminución de la producción, son: 278 campos (79.9 por ciento de los 348) se catalogan como maduros, al presentar más de 30 años de producción, lo que explica su declinación natural y mantener su nivel de producción representa retos técnicos y económicos.; el cierre de pozos (abatimiento de la presión de yacimientos, baja permeabilidad, y alta salinidad), la disminución de mantenimientos de pozos por ajuste presupuestal, y que la producción de hidrocarburos enfrenta geologías cada vez más complejas o de difícil acceso”, detalló.

Al respecto, Pemex Exploración y Producción (PEP) señaló las acciones operativas y presupuestales que prevé realizar para cumplir con los objetivos estratégicos para el periodo 2019-2023; no obstante, el organismo fiscalizador federal manifestó que “al cierre de la auditoría, no se cuenta con resultados de cumplimiento de metas, ya que se trata de acciones operativas y técnicas a mediano y largo plazo, sujetas a autorizaciones presupuestales, con objeto de incorporar nuevas reservas, incrementar la producción de hidrocarburos y optimizar los costos de exploración y producción, a fin de maximizar la renta petrolera y generar valor económico al Estado”.

Reveló que la Dirección Corporativa de Planeación, Coordinación y Desempeño de PEP y la Dirección Corporativa de Finanzas de Pemex reiteraron los objetivos estratégicos por alcanzar en materia de exploración y producción, conforme a lo establecido en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias 2019-2023, para lo cual precisaron diversas acciones.

Se proponen acelerar la incorporación de reservas para asegurar la sostenibilidad de la empresa: La Subdirección de Exploración perfora pozos exploratorios en los activos Marina Sur, Terrestres Sur y Norte, de acuerdo con los proyectos en cartera vigentes; en materia de recursos prospectivos (que todavía no se descubren pero que han sido inferidos y se estiman potencialmente recuperables); en los activos mencionados, se realizan las evaluaciones respectivas, y en procesos de recuperación secundaria y mejoradas, se trabaja en los activos de Tamaulipas-Constituciones, así como mediante pruebas piloto en los activos de Cantarell, Poza Rica-Altamira, Samaria Luna y Cinco Presidentes.

También buscan incrementar la producción de hidrocarburos: La Subdirección de Proyectos de Explotación Estratégicos impulsa acciones para desarrollar los nuevos 20 yacimientos descubiertos y prioritarios para el periodo 2019-2023; la Subdirección Técnica de Exploración y Producción se enfoca en acciones, como el desarrollo de bloques adyacentes en asignaciones de extracción, con perforación de pozos en campos en la Región Marina Suroeste, y Marina Noreste. Asimismo, se realizan estudios de núcleo en laboratorios para determinar la cantidad de aceite remanente en el campo Ayatsil, la explotación del proyecto Chicontepec y la prueba piloto de desplazamiento en Akal, entre otros análisis.

Igualmente, pretenden adecuar y modernizar la infraestructura de producción: Se aplican mejores prácticas, mediante un modelo sistémico de reducción de costos y mejoras en la eficiencia operativa de las principales obras estratégicas, así como acciones para la reducción de ajustes comerciales por desviación en la calidad API y sal de las corrientes comerciales de PEP, en comparación con lo registrado en 2018.

Además, se precisó que la implementación de las acciones antes señaladas, y el cumplimiento de metas, se encuentra en función de la asignación presupuestal en el escenario base 2020-2034. Al respecto, se asignaron mayores recursos en exploración, nuevos desarrollos, perforación y terminación de pozos, así como el desarrollo de obras de infraestructura.

Reclamos por contenido de agua y diferencias

Al aplicar una auditoría de cumplimiento a PEP sobre la comercialización del crudo pesado, la ASF detectó también que Pemex Transformación Industrial (PTRI) y PMI Comercio Internacional (PMI CIM) “realizaron 149 y 40 reclamos, respectivamente, por incumplimientos en la calidad del crudo (contenido de agua en el petróleo y diferencias en volumen), por lo cual se afectaron las ventas de crudo Maya, por 173 millones 437 mil pesos y 27 millones 297.6 mil pesos, lo que hace un total de 200 millones 734.6 mil pesos”.

Por lo anterior, agregó, el primero de octubre de 2019, mediante convenio modificatorio, se designó como único mando a PEP para la operación y mantenimiento de las instalaciones de la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) (cuya responsabilidad estaba a cargo de Pemex Logística), con el fin de lograr la calidad pactada contractualmente con los clientes, para los procesos de Tratamiento y Acondicionamiento de hidrocarburos.

La Auditoría Superior de la Federación también expuso que “del análisis de las cifras establecidas en las “Estadísticas Petroleras”, se observó que la producción de crudo pesado, ligero y super ligero, pasó de dos millones 154 mil barriles diarios en 2016 a un millón 813 mil barriles diarios, en 2018”.

“Para enfrentar los compromisos con PTRI y PMI CIM, en 2018, PEP adquirió 25 millones de barriles, equivalentes a nueve mil 273 millones 662.6 mil pesos, a empresas que tienen formalizados contratos de producción compartida o licencia con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), derivados de la Ronda 1”, indicó.

El dictamen del organismo fiscalizador, emitido el 27 de enero de 2020, fecha de conclusión de los trabajos de auditoría, “cuyo objetivo fue fiscalizar que los registros de hidrocarburos para la mezcla de crudo pesado correspondan con la cuota mínima de producción establecida en su Programa Operativo, para atender su comercialización; que las ventas para exportación se realizaron conforme a las condiciones estipuladas en los contratos y que su precio se determinó con base en las disposiciones legales, y que los ingresos se registraron de acuerdo con la normativa presupuestal y contable”.

Precisó que el total de la muestra revisada, por 548 mil cinco millones 107.9 mil pesos (60.2 por ciento), se integró por ventas de exportación de crudo Maya, por 472 mil 251 millones 16.7 mil pesos, con destinos a América, Costa Oeste, Europa y Lejano Oriente; y ventas nacionales, por 75 mil 754 millones 91.2 mil pesos, de la estación de Medición, Bombeo y Distribución de Nuevo Teapa (Veracruz), adscrita a Pemex Transformación Industrial (PTRI)”.

Consulta aquí el informe completo de la ASF:

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