La Secretaría de Energía (Sener) otorgó este miércoles a Petróleos Mexicanos (Pemex) 64 asignaciones exploratorias vigentes a partir del 28 de agosto del 2019, que geográficamente abarcan las que se le habían otorgado en la Ronda Cero del 2014 y por falta de actividades e inversiones perderían.
Derivado del análisis de las condiciones nacionales e internacionales que impactaron en las actividades programadas por Pemex en sus asignaciones, la Secretaría de Energía explicó que determinó otorgar estas 64 asignaciones de exploración y extracción de hidrocarburos, que contribuirán con el desarrollo a mediano y largo plazo de la nación, con ello impulsará la continuidad de las actividades de exploración para incorporar recursos prospectivos que coadyuvarán a las reservas del país y así aportar a la plataforma de producción de hidrocarburos.
Las asignaciones otorgadas a Pemex comprenden un total de 61,180 kilómetros cuadrados aproximadamente, lo que permitirá la incorporación de 989.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas totales o 3P a favor de las metas de restitución del Estado. En ese sentido, se pretende dotar a la empresa de las condiciones necesarias para estar en posibilidad de transformar todo el conocimiento que ha adquirido a lo largo de su historia, con el menor riesgo de acuerdo con aspectos como la evaluación del sistema petrolero y caracterización de plays no probados en los que se infiere un alto potencial de hidrocarburos.
Además, se buscará la identificación de prospectos exploratorios con la mayor probabilidad de éxito de encontrar acumulaciones comerciales de petróleo y gas natural, así como el descubrimiento de nuevos yacimientos y campos petroleros y su correspondiente incorporación de reservas.
“Por ende, el otorgamiento de las asignaciones constituye el mecanismo más adecuado para el bienestar social, desarrollo científico y tecnológico para la industria petrolera nacional, en términos de producción y garantía de abasto de los hidrocarburos y considerando su retorno económico y social”, según la Secretaría de Energía.
El 27 de agosto venció el plazo legal para que Pemex justificara haber realizado algún descubrimiento geológico o un cumplimiento de al menos 80% en los planes de trabajo de 89 asignaciones exploratorias que le fueron otorgadas en el 2014 durante la Ronda Cero. Ello, luego de que el sexto transitorio de la reforma al artículo 27 ordenaba que la estatal debía demostrar que contaba con las capacidades técnicas y financieras para desarrollar estas áreas en los siguientes tres años, periodo que se extendió dos años más.
De no contar con las capacidades necesarias, debían ser devueltas al Estado para ser colocadas en licitaciones de contratos, que a partir de la reforma energética debía ser el modelo general de explotación de los recursos petroleros en el país. Pero la Sener cuenta con la atribución de otorgarle a las empresas del Estado asignaciones de campos petroleros de manera excepcional. Así, determinó que le otorgará 64 nuevas asignaciones que geográficamente abarcan las 89 que Pemex obtuvo desde el 2014. La excepción, justificó la secretaría, es que no se llevarán a cabo licitaciones nuevas en los próximos tres años.
El presidente Andrés Manuel López Obrador recibió en Palacio Nacional a representantes de la empresa italiana Corporación Nacional de Hidrocarburos (ENI).
El presidente López Obrador aseguró que esa corporación, contratada por Petróleos Mexicanos para la extracción de crudo, es la primera en producir luego de cuatro años de haber sido aprobada la reforma energética.
El director general de ENI, Claudio Descalzi, llevó al mandatario una muestra del aceite que la empresa energética italiana extrae de un pozo de Tabasco. “Le agradecí por cumplir con su responsabilidad y confiar en México”, expresó López Obrador en un mensaje en sus redes sociales.
El 25 de julio pasado, el presidente López Obrador confirmó que las empresas ENI y otra propiedad del empresario Alberto Baillères le enviaron sendas cartas para garantizarle que a fin de año comenzarán a extraer más petróleo y gas.
Sin embargo, en aquella ocasión, el mandatario dijo confiar en que eso sucedería, pues hasta ese momento “no llega ni a 5,000 barriles lo extraído por los contratos que se firmaron después de la reforma energética, y los cálculos que se hicieron es de que se iban a estar extrayendo a estas alturas alrededor de 1 millón 500,000 barriles”.
“Él (presidente López Obrador) está muy contento de que las compañías privadas ya empiecen a producir, que era su preocupación, y por lo pronto dice que sigamos con esos 107 contratos (de las rondas petroleras). Vamos a seguir avanzando”, dijo Carlos Salazar, presidente del Consejo Coordinador Empresarial, aquel 25 de julio.
A la reunión asistió la secretaria de Energía, Rocío Nahle. Por parte de ENI acudieron Luca Bertelli, jefe de Exploración; Alessandro Puliti, director de Producción y Exploración; Federico Arisi Rota, vicepresidente ejecutivo para América; Carmine De Lorenzo, director general de ENI México; Alfonso Solís, gerente de Relaciones Externas de ENI México, y Cecilia Ortega, coordinadora de Relaciones Externas en México.
PUBLICADO AYER
KOBAN, EL NUEVO BLOQUE DE PEMEX
KAROL GARCÍA
La producción acumulada de estos proyectos sumará alrededor de 281,800 barriles de petróleo en su pico de extracción.
Con la aprobación para el campo Koban en aguas someras del golfo, se sumaron 15 planes de desarrollo prioritarios de Petróleos Mexicanos (Pemex) aprobados por la Comisión Nacional del Hidrocarburos (CNH) respecto de los 22 proyectos que la empresa productiva del Estado está presentando como parte de su estrategia para aumentar la producción de hidrocarburos.
La producción acumulada de estos 15 planes sumará alrededor de 281,800 barriles de petróleo y 794.84 millones de pies cúbicos de gas al día, en su pico de producción.
En suma, la inversión asociada para la producción de hidrocarburos (Capex) a estos 15 campos prioritarios aprobados asciende a 7,442.47 millones de dólares con 109 pozos asociados a los planes de desarrollo para la extracción. Como erogaciones totales a lo largo de los 20 años de vida aproximada de estos proyectos, la estatal suma ya un compromiso de 12,703 millones de dólares y quedan pendientes cinco planes de desarrollo por aprobar, mismos que ya cuentan con la infraestructura contratada, además de los campos Onel y Yaxche, cuyas contrataciones se llevan a cabo.
En el marco de la 50 sesión extraordinaria del 2019, el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronunció sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción para el campo Koban, correspondiente a la Asignación AE-0019-M-OKOM-02, que según el comisionado Néstor Martínez es primordialmente gasífero.
El campo Koban se localiza en aguas territoriales del golfo de México frente a las costas del estado de Tabasco a 13.7 kilómetros al noroeste de Frontera, Tabasco, con un área de extracción de 13.66 kilómetros cuadrados.
El plan considera extraer, al límite económico de la asignación, en el año 2033, un total de 19.80 millones de barriles de petróleo y 114,370 millones de pies cúbicos de gas hidrocarburo, de 42.9 API (American Petroleum Institute, por sus siglas en inglés), en promedio, de un yacimiento del campo, mediante la perforación y terminación de cuatro pozos de desarrollo y 22 reparaciones menores..
Las actividades del plan representan una inversión de 401.02 millones de dólares como inversión productiva, lo cual incluye actividades de abandono. De dicha inversión, 77.48% se destinará al desarrollo del campo (perforación de pozos y construcción de instalaciones), 13.14% será para la producción del mismo (intervención de pozos y operación de instalaciones) y 9.38% para su abandono (taponamiento de pozos y desmantelamiento de instalaciones).
Pemex lleva a cabo la estrategia de arrancar el desarrollo de 22 campos, de los cuales 18 están en aguas someras y el resto en tierra. Para los primeros 20 campos, Pemex dividió las licitaciones para contratación de servicios en cinco grupos clústeres cuya operación de grandes equipos como plataformas se adjudicó a Marinsa, Grupo R, Mexoil, Perfolat y Opex.
En tanto, el 10 de junio, la petrolera inició la licitación por invitación para el proceso de ingeniería, procura y construcción de dos infraestructuras marinas para las plataformas Yaxche y Onel.
