30 de abril de 2018.- Pemex espera cerrar 2018 produciendo 1.98 millones de b/d de crudo, 140,000 b/d más que la producción informada en marzo, lo que le permite alcanzar su meta de producción anual de 1,951 millones de b/d, informó la gerencia de la compañía el viernes durante su llamada de ganancias del primer trimestre. Ulises Hernández, director de recursos y asociaciones de la división downstream de Pemex, dijo que la construcción de nuevas infraestructuras de aguas someras y aguas abajo permitiría aumentar la producción de Pemex.
Además, la reactivación de cerca de 200 pozos en tierra permitirá a Pemex tener un aumento considerable de la producción, dijo Hernández. El objetivo de producción de la empresa para 2019 es de 1,953 millones de b/d, agregó.
Durante el primer trimestre de 2018, la producción de Pemex promedió 1,890 millones de b/d, 128,000 b/d menos que en el mismo trimestre de 2017.
«Esta disminución fue principalmente el resultado de los altos inventarios en las instalaciones de almacenamiento debido a las condiciones climáticas adversas que impidieron algunas entregas por razones de seguridad. Por lo tanto, la producción de petróleo crudo disminuyó en ciertos campos», dijo Hernández.
Durante el trimestre, el número promedio de pozos en operación ascendió a 7,788, una disminución del 5.5% en comparación con el mismo período de 2017. Esto fue resultado de una menor actividad debido a la estrategia destinada a aumentar el valor económico, y debido a la disminución natural de algunos campos, dijo Hernández.
Disminución de la producción de petróleo ligero
La producción de petróleo también se vio afectada por una fuerte disminución en la producción de crudo liviano. Pemex produjo 592,000 b/d de crudo liviano durante el primer trimestre, 129,000 b/d menos que el mismo periodo hace un año.
Esta disminución se debió principalmente a un declive natural en la producción en los campos Chuc, Kuil, Chuhuk e Ixtal de la unidad de negocios Abkatun-Pol-Chuc, así como Artesa, Guaricho, Puerto Ceiba, Ayacote, Shishito y Rabasa de los Bloques del Sur Activos de producción, dijo Hernández.
La producción de petróleo de menor ley contraerá las exportaciones de Pemex a clientes asiáticos, así como la materia prima de las Salinas Cruz de 330,000 b/d, 315,000 b/d Tula y 220,000 b/d Salamanca, que carecen de unidades de procesamiento de crudo pesado.
El gerente general de Pemex, Carlos Treviño, dijo en la Cumbre Internacional del Petróleo de París la semana pasada que espera importar petróleo crudo liviano de EUA como prueba para ver si puede aumentar la eficiencia de sus refinerías, especialmente porque su producción de crudo tales crudos habían estado disminuyendo.
Menor producción de gas
La producción de gas natural de la compañía (incluido el nitrógeno) disminuyó en 555 MMcf / d a 4.78 Bcf/d en el primer trimestre de 2018 en comparación con hace un año. Esta disminución es el resultado de disminuciones en los campos de gas asociados y no asociados, dijo Hernández.
Año tras año, la producción asociada de gas cayó un 10.2% debido a la disminución natural de los campos en las unidades de negocios Abkatun-Pol-Chuc, Litoral de Tabasco, Bellota-Jujo, Samaria-Luna y Macuspana-Muspac. Además, la producción de gas no asociado cayó un 11,2% durante el mismo período debido a una disminución natural de la producción en las unidades de negocio de Veracruz y Burgos.
La producción seca de gas natural de Pemex en el primer trimestre fue de 2.46 Bcf/d, una ligera recuperación de 50 MMcf/d respecto del trimestre anterior, pero una disminución de 320 MMcf/d en comparación con el mismo trimestre de 2017.
Durante el primer trimestre, Pemex firmó dos contratos que ayudarán a impulsar su producción de gas en el mediano plazo. Concluyó la migración de su campo Mision en la región de Burgos, firmando un contrato de exploración y producción con TecPetrol y Grupo R. Se proyecta que el campo con 345 Bcf de reservas 3P produzca 103 MMcf/d para 2020.
Además, la compañía estatal firmó un contrato de servicio incentivado con Lewis Energy para su campo Olmos, para evaluar y explotar el shale gas en la porción de México de Eagle Ford. Se espera que el campo produzca 117 MMcf/d para el 2021.
Ronda 3.1 bloques
Hernández dijo que Pemex espera producir 130.700 boe/d en siete bloques que ganó en la ronda de subasta de hidrocarburos 3.1 del país para áreas de aguas poco profundas. Sin embargo, él no proporcionó un horizonte de tiempo.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos de México dijo que se espera que los 10 bloques adjudicados en la Ronda 3.1 tengan una producción máxima de 120,000 b/d para el 2025.
«Pemex aprovechará economías de escala para exploración y producción y se beneficiará de la infraestructura existente cerca de estas áreas», dijo Hernández. Pemex ganó la mayoría de estos bloques con ofertas conjuntas con diferentes compañías como Total, Shell, Deutsche Erdoel y Compañía Española de Petróleos.
Hernández dijo que la inversión inicial para estas áreas es relativamente baja, y aumentará en 2021 y 2022 cuando la perforación en estas áreas sea obligatoria. «Para entonces, el costo de exploración para estas áreas será de alrededor del 10% de nuestro presupuesto exploratorio», agregó.
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