Por: MBA. Ramses Pech | @economiaoil | Facebook : Energía Nuevo Mercado de Inversión| pech.ramses@yahoo.com.mx

Los campos de hidrocarburos no depende su éxito comercial para su explotación masiva o la decisión empírica de la perforación de un pozo, requiere de estudios suficientes de evaluación continua de prueba y análisis; el caso lo tenemos ejemplificado por la empresa ENI que en su plan aprobado de desarrollo contempla en 2024 la producción de 90 mil barriles diarios en tres campos para aumentar en forma creciente a lo largo del contrato.

Ahora bien, es importante mencionar que actualmente tenemos dos corrientes que pueden verter producción al volumen nacional la que aporta la empresa productiva del estado PEMEX y privados, estos ultimo limitado por el tipo de contrato ligado a un mínimo de trabajo, evaluación de los yacimientos y la revalorización/certificación de sus reservas para poder ir a solicitar recursos financieros basado en el control de los riesgos geológico, éxito comercial , infraestructura existente y proyección del costo del barril en un periodo de tiempo.

Actualmente, la empresa productiva es la que sostiene la base de explotación y a la cual su presupuesto de inversión proviene de lo que la administración y las cámaras le otorgan en forma anual para su mantenimiento operativo. El monto ha estado ligado por muchos años a la capacidad requerida del momento para tener una ley de ingresos robustecida. La empresa productiva del estado requiere un incremento de inversión en 2019 ante un precio de barril que podría estar entre los 65 a 68 dólares en promedio anual.

Actualmente, las empresas que se dedican a la explotación de hidrocarburos en la parte de exploración y producción han controlado los costos al no requerir demasiada tecnología en pozos ya conocidos e incrementado el flujo de efectivo por pozo; para poder hacer frente a los compromisos financieros y operativos dentro de su plan de trabajo anual, pero nuestra empresa está limitada ante una falta de visión de largo plazo.

Existen dos formas de ver el desarrollo de un campo que es desde un punto de vista:

Operación y Comercialización: Evaluación del Potencial, Incorporación de Reservas, Delimitación y Caracterización, Desarrollo de Campos, Explotación, Comercialización. Dependerá del monto de la inversión asignada en cada fase para poder llegar lo antes posible al desarrollo de campos para su explotación, la inversión juega un papel importante en ampliar o acortar tiempos.

Vida de Yacimiento: Evaluación de Potencial, Incorporación de Reservas, Caracterización de Reservas, Producción (Desarrollo), Declinación (Campo Maduro) y Abandono. La vida del yacimiento dependerá de la forma como administre la energía que proviene del yacimiento para tener el hidrocarburo en superficie, incremento del factor de recuperación EOR y las técnicas de recuperación del yacimiento para proporcionar energías artificiales.

Datos de campo y producción en una ventana no mayor de 5 años a partir del 2019:

• En México actualmente la producción de crudo al rededor del 83% proviene de aguas someras y 17 % de campos terrestres de la total de México (1.845 Millones de barriles diarios al mes de Junio).

• Aguas someras los campos que aportan a junio del 2017: Cantarell al mes de Junio producía 159 mil barriles diarios (Pico de producción de 2.36 Millones de Barriles diarios en 2004 en declinación), KUMAZA 874 mil diarios (Ku en declinación y MAZA en producción), Litoral de Tabasco 310 mil (en producción) y Abkatun-Pool-Chuc 180 mil (en declinación).

• Existen pozos operando de crudo y gas asociado al mes de junio en aguas someras 513 y terrestre 4,419.

• Existen pozos operando gas no asociado en aguas someras al mes de junio terrestre 2,745.

• PEMEX en el área de exploración y producción disminuyó su presupuesto a partir del 2015 de 226 a 168 mil millones de pesos. Los montos de inversión se han destinado a contener la declinación de producción, mantener la confiabilidad y continuidad operativa de las instalaciones.

• Aguas profunda y Shale gas/Oil en fase de exploración y en fase de evaluación del potencial para reincorporar reserva, delimitar para después caracterizar y desarrollar.

• Presento en el día del proveedor en 2018 en varios eventos ciertos proyectos como:
http://www.pemex.com/procura/relacion-con-proveedores/Paginas/dia-del-proveedor.aspx

 EK Balam incrementar producción de 35 mil barriles a partir del 2019 para tener una producción máxima de 100 mil barriles en 2022 y empezar a declinar en 2027 para mantener a 50 mil barriles.

 KUMAZA a partir del 2018 entraría en fase declinación y requeriré inversión para mantenimiento de producción.

 Ayatil-Tekel-Utsil producción de 10 mil barriles a partir del 2019 para tener una producción máxima de 100 mil barriles en 2024 y empezar a declinaren 2028 para mantener a 50 mil barriles.

 La producción en Aguas Someras se sustenta en la ejecución de múltiple actividad física y tenemos en firme una producción incremental real 45 mil barriles para el 2019, siempre cuando tengamos un éxito comercial por arriba del 80%. Pero recordemos que necesitamos explorar para sustituir lo extraído y recordando que lo campos pierden energía.

 En las instalaciones marinas se genera y maneja 83% de la producción nacional de aceite y 58% de gas.

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