La inversión que necesita Pemex para explotar los seis nuevos yacimientos es de alrededor de 125 mil millones de pesos.
En entrevista con MILENIO, el director de Exploración de Pemex, José Antonio Escalera, dijo que antes de dar su primera producción los dos yacimientos en aguas profundas del pozo Nobilis-1, se requiere una inversión de 6 mil millones de dólares (aproximadamente 115 mil millones de pesos).
Mientras que para los cuatro yacimientos de aguas someras de Teca-1, son entre 5 mil y 10 mil millones de pesos.
La producción de los dos yacimientos en aguas profundas se espera que sea en 2023, uno año después que la de Trión, siempre y cuando el proceso de licitación para migrar la asignación de Nobilis a un contrato de exploración y producción, en los denominados farm-outs, se realice el próximo año.
La de los yacimientos de Teca, donde Pemex tiene toda la experiencia, la primera producción se va a lograr a finales del próximo año o a principios de 2018.
Resaltó la importancia de los descubrimientos en Nobilis-1, pues contiene aceite súper ligero y una reserva 3P de ente 140 y 160 millones de barriles de petróleo equivalente, además hace sinergia con el pozo Maximino.
El pozo Maximino-1 del proyecto Área Perdido, donde también se descubrió aceite ligero, con una producción de 3.8 miles de barriles diarios y 15 millones de pies cúbicos diarios de gas, es otro de los activos que se busca desarrollar en alianza.
“Cumplen con todas las características que no tenemos en Pemex, la tecnología y la experiencia para desarrollar este tipo de yacimientos, y además se requiere mucha inversión, y la reforma energética nos permite buscar esas asociaciones”.
La licitación de Nobilis para que sea un farm-out se tiene que terminar de documentar, hay que hacer un plan de desarrollo con un programa mínimo de trabajo para poder enviarle información y la solicitud a la Secretaría de Energía.
“Hay muchas cosas que trabajar pero es claro que este descubrimiento fortalece la estrategia de alianzas que tiene planteada Pemex en aguas profundas”.
En lo que respecta a aguas someras al ser costos más bajos y de menor complejidad, donde la petrolera tiene mucha experiencia, el directivo señaló que busca acortar los tiempos para poder sacar las primeras producciones, “esperemos que estén las condiciones financieras y técnicas para poder acelerar el desarrollo de yacimientos”.
Escalera reconoció que en el mundo el nuevo aceite se ha estado descubriendo en aguas profundas y no convencionales, pero esto no quiere decir que se va a dejar de explorar la parte de aguas someras y tierra, pues la empresa debe de tener una estrategia de corto, mediano y largo plazo.
“Trabajamos para hacer mucho más eficientes, esto nos obliga a ser más selectivos cuando vamos a perforar, tenemos que darle foco a las áreas que nos dan mayor rentabilidad sin descuidar la parte de mediano y largo plazo que son las aguas profundas y no convencionales”.
El directivo aseguró que el próximo se año se pretende retomar su grado de perforación de pozos exploratorios, toda vez que la meta de 2016 se disminuyó de 34 pozos a 22 por el ajuste presupuestal de inicios de año de 100 mil millones de pesos.
El próximo año se perforarán 30 pozos exploratorios, para lo cual cuentan con recursos por 30 mil millones de pesos.
De dicho monto entre 75 y 80 por ciento se va a la perforación y terminación de pozos y el resto a actividades de adquisición sísmica y procesamiento de datos.
La principal inversión está asociada a la búsqueda de aceite en las Cuencas del Sureste, donde se va a perforar 22 pozos, en aguas profundas se espera terminar cuatro pozos incluyendo el pozo delimitador del campo Nobilis y ya se autorizó perforar cuatro de no convencionales (aceite y gas de lutitas).
Al cuestionarle sobre el éxito de los pozos exploratorios, donde la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) registra que de 11 pozos solo tres han resultado productores comerciales, apuntó que este es un buen récord, pues el promedio internacional es de 15 por ciento.
“Traemos un éxito de arriba de 20 por ciento, es un excelente porcentaje… es parte del negocio del exploración, es un negocio de riesgo, en promedio en el mundo de 10 pozos que perforan 1.5 son productores comerciales y en México de 10 pozos tres son productores comerciales estamos arriba del estándar internacional”.
CLAVES
BUENAS NOTICIAS
El director de Pemex, José Antonio González Anaya, comentó que estos descubrimientos son buenas noticias para la plataforma de producción aunque sean menores volúmenes que los grandes campos productores.
“No es Cantarell, pero es un principio, nos da buenas esperanzas que hacia adelante podemos seguir encontrando cosas, pero habrá que buscarle”, comentó en entrevista televisiva con Carlos Loret de Mola.
