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Este año la producción de crudo regresará a 2 millones: Pemex

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Petróleos Mexicanos (Pemex) regresará a niveles de producción de 2 millones de barriles diarios en diciembre de este año, dice el director de la subsidiaria Exploración, José Antonio Escalera.

 

En entrevista con EL UNIVERSAL explica que los resultados de la ronda de licitaciones 2.4, en donde Pemex obtuvo cuatro bloques, y cuya primera producción se obtendrá en ocho años, que en todas las asociaciones que logre concretar, tendrá que compartir no sólo riesgos en inversión sino porcentajes de producción de crudo o gas, en caso de que los campos sean exitosos.

 

¿Pemex se propuso regresar a niveles de producción de 2 millones de barriles diarios en diciembre, según su Programa Operativo Anual 2018, es correcto?
—”Es el gran reto para la petrolera, una meta alcanzable, pero retadora”.
El documento, cuya copia posee este medio, prevé que a partir de agosto pueden registrarse ligeros incrementos de extracción de crudo en diferentes regiones petroleras, sobre todo en tierra y aguas someras.

Las metas comprometidas son: agosto, un millón 953 mil barriles diarios; septiembre, un millón 958 mil; octubre, un millón 964 mil barriles; noviembre, un millón 989 mil, y diciembre, 2 millones 2 mil.

 

¿Esto hace pensar que se tocó fondo en la caída de la producción y que estamos en el punto de inflexión para empezar a tener mayores volúmenes de crudo?
—No puedo ser tan contundente, “todavía hay cosas que pueden pasar y esperamos que no sucedan, por ello estamos buscando acelerar campos en tierra y en aguas someras, ponerlos en producción”.

 

En el corto plazo el compromiso es estabilizar la caída, “creo que lo logramos en 2017 y estamos planteando una meta para empezar a crecer paulatinamente”. Se prevé que en 2020 los campos que tiene Pemex empiecen a declinar de manera acelerada, ¿por eso son importantes las nuevas oportunidades exploratorias y las licitaciones?
—Lo que estamos haciendo es apalancarnos en la porción terrestre haciendo más farmouts. Estamos en proceso de mandar a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) para su aprobación siete clústers en la porción terrestre que incluye campos maduros y oportunidades exploratorias.

 

Información difundida a inversiones en los primeros días de este año señalan que estos clúster, ubicados entre Veracruz y Tabasco son: Juspí, Bedel-Gasífero, Cinco Presidentes, Giraldas-Sunuapa, Bacal-Nelash, Artesa y Lacamango, productores de aceite medio y ligero con reservas 3P por casi 392 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Podemos decir que una vez descubiertos los podemos poner a producir en uno o dos años. Eso es lo que nos va a apalancar en el corto plazo, y en aguas someras nos puede hasta y cuatro años.

 

Sobre los resultados que obtuvo Pemex en la Ronda 2.4, ¿qué podemos esperar?
—Los resultados fueron exitosos para la empresa. Estamos aprendiendo cómo participar de manera más exitosa y hemos estado ganando la confianza de empresas internacionales que nos buscan para asociarnos.

 

¿Cuándo podemos empezar a ver los primeros barriles de los bloques que le fueron asignados a Pemex y a sus socios?

— Son proyectos de largo plazo, están en aguas profundas. De entrada, tenemos 90 días para firmar el contrato, 180 días para documentar el programa exploración y para que nos lo autorice la CNH. Los proyectos en aguas profundas, una vez que inicia la actividad se puede llevar un rango de entre seis y 10 años, en caso de ser exitosos y obtener la primera producción.

Estos proyectos que estamos ganando se van a reflejar, en caso de ser exitosos, en una plataforma de producción en ocho años. Hay una ventaja para Pemex y es que va a contar con la experiencia de Shell, Chevron y BHP Billiton en aguas profundas, las que seguramente van a aportar tecnología. En el caso de los dos bloques que ganamos con Chevron, Impex y Shell, “ya hemos tenido reuniones de trabajo y en conjunto definimos la apuesta”.

 

¿Pemex va a compartir la producción que se obtenga con las empresas que se han convertido en socias en los bloques?

—A partir de ahora habrá dos parámetros para medir la producción de petróleo en México: la de Pemex y sus socios y la de privados.

Internamente hay un cambio de paradigma, ellos reportan producción bruta y neta. La primera es la que producen junto con sus socios y la segunda es la que me corresponde y el porcentaje que tenga en cada bloque. La producción nacional va a ser la sumatoria de lo que produce Pemex más la de las compañías que hoy operan en México.

En el caso de la producción que se obtenga en bloques en donde vamos en asociación se repartirá. Ahí está el caso del farmout del bloque Trión, donde nosotros hicimos el descubrimiento, BHP Billiton ganó la licitación para realizar la asociación, pero ella se quedó con 60% del bloque y nosotros 40%.

 

En el momento que empecemos a producir, por ejemplo, de 100 mil barriles, 60 mil son para ellos y 40 mil para nosotros. ¿Podemos tener un estimado de la producción que se obtendrá en estos bloques dentro de ocho años?
—Es un tema que tenemos que ver, dependiendo del bloque.

 

En cuanto a inversiones, CNH estima que en los cuatro bloques asignados a Pemex se van a requerir 20 mil 328 millones de dólares, ¿es correcto?

—Realmente las inversiones que tenemos comprometidas se refieren al mínimo de trabajo. La CNH define este programa para cada uno de los bloques y nosotros pusimos un pozo en cada uno de estos bloques, y lo que estamos comprometiendo en inversiones son estudios y la perforación de un pozo exploratorio en una primera etapa, ahí termina, si no encuentro y defino que el bloque no tiene oportunidades.

 

En caso de encontrar [oportunidades], esperemos que así sea, definimos un programa de evaluación de descubrimiento y delimitamos para ver si es comercialmente viable. Entonces documentamos un programa de desarrollo que es aprobado por la CNH, lo que significa que las inversiones van a ir creciendo conforme vayamos avanzando en el proyecto de manera exitosa.

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