Pemex reduce al mínimo sus operaciones en aguas someras
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Pemex reduce al mínimo sus operaciones en aguas someras

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Pemex reduce al mínimo sus operaciones en aguas someras

En 2017, Pemex reportó su nivel más bajo en materia de desarrollo y exploración en áreas marinas pese a que el 83% de la producción proviene de yacimientos de la zona.

Los años 2016 y 2017 registraron el menor número de equipos de perforación, de pozos perforados y de pozos terminados, según la CNH.

Daniela Loredo
13/03/2018
Actualización 12/03/2018 - 23:52
La tendencia a la baja en los trabajos en aguas someras impedirían que se cumpla la Prospectiva de petróleo crudo y petrolíferos 2017-2031

En el año pasado, Pemex reportó su nivel más bajo en materia de desarrollo y exploración en áreas marinas a pesar de que el 83 por ciento de la producción nacional proviene de yacimientos de la zona.

Según las estadísticas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), 2016 y 2017 registraron el menor número de equipos de perforación, de pozos perforados y de pozos terminados.

En contraste, el pico más alto de dicha actividad ocurrió en 2013 cuando el desarrollo marino tuvo alrededor de 50 equipos de perforación marina, cantidad que para diciembre de 2017 se redujo a nueve.

Consecuencia de ello, sólo se perforaron 22 de los 34 logrados el año anterior y se terminaron únicamente 24, es decir, 29 por ciento menos.

Las cifras son consecuencia de que en el año fueron mínimos los trabajos en las cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-Misantla, Veracruz; además de la Plataforma Burro-Picachos y Golfo de México Profundo. La excepción radica en las cuencas del Sureste donde hubo mínimas actividades, estando ahí representada la mayor actividad petrolera en mar del país, y que hoy es dominada por Pemex.

La tendencia a la baja en los trabajos en aguas someras impedirían que se cumpla la Prospectiva de petróleo crudo y petrolíferos 2017-2031 de la Secretaría de Energía, en donde en un escenario máximo, la producción debería alcanzar los tres mil 252 millones de barriles diarios para 2031, mientras que en un escenario mínimo, se reduce un 9.3 por ciento con un volumen de 1.78 millones de barriles diarios para el mismo periodo.

Para Ramses Pech, analista de energía y economía de Caravia y Asociados, las empresas privadas tienen que acelerar su inversión para cumplir con la meta al tiempo de considerar otros factores.

“Deben realizar lo más pronto posible sus análisis para que puedan disminuir los riesgos geológicos, incrementar su factor de recuperación e invertir en infraestructura para el transporte de crudo y gas”, explicó.

En 2017 la producción de crudo reportó una contracción de diez por ciento.

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