Economía

En declive, la región que produce más petróleo

Una de las regiones más importantes de producción de petróleo ha tenido señales de desaceleración, por lo que se consideran más de cerca las tecnologías para exploración en aguas profundas.
Sergio Meana
30 enero 2014 22:39 Última actualización 31 enero 2014 5:0
sonda petrolera en el mar

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La Región Marina Noreste, mayor productora de petróleo del país, donde se encuentran Cantarell y Ku Maloob Zaap, registró una producción de un millón 303 mil barriles diarios al cierre de 2013, con lo que acumula una caída de 46 por ciento en los últimos 10 años, de acuerdo con información del Sistema de Información Energética (SIE).

Uno de los factores que más ayudaron a este descenso fue la actividad en Akal, principal campo de Cantarell, que promedió 210 mil 715 barriles diarios en el último año.

Con dicho registro, este campo, que hasta 2009 fue el mayor productor de petróleo de México, alcanzó una disminución de 89 por ciento en el mismo periodo analizado pues en 2003 promedió un total de dos millones 54 mil barriles diarios.

En la comparación con el año pasado, la caída sólo de Akal fue de 12.25 por ciento puesto que en 2012 la producción de este campo fue de 240 mil 255 barriles diarios.

ZAAP, EL MAYOR PRODUCTOR

El Activo Integral Ku-Maloob Zaap está entre los proyectos que “salvan la honra” de Petróleos Mexicanos (Pemex) pues sus tres pozos han incrementado su producción en el mismo periodo analizado.

Incluso el pozo Zaap se convirtió en 2012 en el desarrollo con mayor producción del país, situación que logró mantener en 2013 con un total de 299 mil barriles diarios, muy cercano a Maloob que en 2013 registró una producción de 298 mil barriles diarios.

El otro pozo de este complejo, Ku, alcanzó en 2013 un promedio de 257 mil 732 barriles diarios que ayudaron a compensar el descenso de la región.

Entre Zaap y Maloob en 2003 promediaron sólo 41 mil y 49 mil barriles diarios de petróleo, por lo que han crecido 86 por ciento y 83 por ciento, respectivamente al cierre del año pasado.

La caída de esta región productora, que se encuentra a 105 kilómetros de la costa de Ciudad del Carmen, Campeche, repercutió en que la producción de crudo de Pemex cayera a dos millones 522 mil barriles diarios, su menor nivel reportado en los últimos 24 años, como le informó El Financiero durante la primera semana de enero.

LOS DEMÁS CAYERON

La Región Sur de Pemex, que tiene una capacidad de producción mucho menor a la Noreste, pues en vez de producir cerca de un millón 300 mil barriles produce 400 mil barriles diarios, tuvo una disminución pequeña en los 10 años analizados de 0.5 por ciento.

Sin embargo, en la comparación contra 2012, la caída proporcional fue de mayor tamaño respecto a 2013 al pasar de una producción promedio de 508 mil barriles diarios hace dos años, a 480 mil barriles diarios en 2013, es decir, 5 por ciento menos.

Las regiones Suroeste y Norte son las únicas que han presentado un incremento en la producción en el periodo analizado de las cuatro regiones en las que divide Pemex Exploración y Producción (PEP) al país.

SE PODRÍA RECUPERAR

Para Jorge Pedroza, analista del sector energía de PwC, la solución está en las tecnologías de recuperación avanzada que se podrán utilizar en el país en campos de lutitas localizados en la cuenca de Burgos, Coahuila, además de las inversiones que se realizarán en aguas profundas y ultra profundas, todo ello priorizando la exploración.

“Ya las zonas que se habían identificado como productivas ya están en su etapa de caída normal o natural como Cantarell. Los nuevos campos son los identificados en aguas profundas y ultra profundas, se tiene algunas nociones de que hay algunos otros campos en tierra que podrían ser explotadas pero lo que hace falta son los trabajos de exploración que avalen que existen recursos”, señaló Pedroza.

Este año, sólo para exploración Pemex destinará un total de 37 mil 603 millones de pesos, de acuerdo con el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) 2014.

Deberá ser suficiente para alcanzar la meta de terminar 67 pozos exploratorios, además de los 455 que están en desarrollo.

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