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Recuperación mejorada puede duplicar reservas petroleras

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Karol García

«En promedio nacional, el volumen de petróleo contenido todavía en los yacimientos es de 76.2% en comparación con el volumen original, mientras que queda 83.2% del gas original que no ha sido extraído. De ahí que en México existe todavía la posibilidad de producir 11,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente mediante técnicas de recuperación mejorada. Esto es más del doble de las reservas probadas actuales, que son de poco más de 9,000 millones de barriles.

A nivel global, sólo entre 10 y 25% de los hidrocarburos contenidos en los yacimientos es extraído utilizando las fuerzas primarias (la presión natural que con las perforaciones desplaza la materia impulsándola a salir). Para que el resto de los hidrocarburos logren llegar a la superficie, se requiere de técnicas mecánicas, como presión o calentamiento, o inyección de químicos en forma líquida o gaseosa, denominadas técnicas de recuperación secundaria o mejorada.

De acuerdo con los análisis de quien fuera comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Édgar Rangel, el investigador más respetado en el tema en nuestro país, QEPD, el factor de recuperación en México se estima en 15% mediante fuerzas primarias.

Certificación de reservas

Pablo Zárate, director del centro de análisis Pulso Energético de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), explicó a El Economista que para potenciar la recuperación secundaria (EOR, por su sigla en inglés, mediante presión adicional) o recuperación incentivada IOR (en inglés, mediante inyección de químicos) se requiere de la decisión integral de llegar a esta etapa desde el arranque de los planes de exploración y desarrollo.

“Lo más importante en este tema es que efectivamente la recuperación mejorada puede añadir reservas que incrementan el valor de los activos de una empresa o de un territorio”, explicó.

Aunque en cada caso, la aplicación de técnicas de EOR y IOR para la producción comercial de hidrocarburos depende de la factibilidad económica para que el costo del barril no se eleve por encima del precio internacional.

Por tanto, la CNH podría incluir en el futuro la obligación de incluir estos planes dentro de los que deben presentar los contratistas desde que toman posesión de los yacimientos en los contratos de las rondas de licitación, por ejemplo.

Además, flexibilidad en los esquemas de asociación por etapas, que permitan añadir socios especializados en la exploración, que dejen el consorcio en la etapa del desarrollo, para que luego se integren los especialistas en recuperación mejorada al final de la etapa productiva, puede ser una forma de hacer factible la aplicación de estas tecnologías.

Cantarell

Según la investigación del 2005 liderada por Edgar Rangel, Cantarell había producido, hasta aquel entonces, poco más de 13,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Al actualizar la información hasta el 2016, Cantarell ya ha producido 14,500 millones de barriles de petróleo y 9,000 millones de pies cúbicos de gas.

Pero, de acuerdo con cifras la CNH, Cantarell contuvo originalmente 38,800 millones de barriles de petróleo y otros 18,000 millones de pies cúbicos de gas. Es decir, más de la mitad de los recursos de Cantarell siguen bajo tierra, a pesar de que el gigante ha sido protagonista de notorios esfuerzos por recuperar los recursos y mantener la presión del yacimiento, mucho más allá de lo que la presión natural del yacimiento hubiese permitido, como detalló Grecia Ramírez en su más reciente artículo publicado por Pulso Energético.

Cinco puntos para impulsar la recuperación mejorada:

    Acceso a los yacimientos: Para las compañías es básico conocer la forma en que pueden acceder a los yacimientos, definir la aplicación de tecnologías y planear la explotación del campo de forma integral.

    Aprovechamiento conjunto de infraestructura: El acceso a estos ductos, baterías de separación y medidores, entre otra infraestructura, es esencial para las empresas que buscan elevar el factor de recuperación de hidrocarburos en los campos.

    Términos fiscales correctos: En el desarrollo de los yacimientos, el Estado puede considerar la aplicación de incentivos fiscales que hagan económicamente viables los proyectos.

    Transición simplificada: En el mundo, distintas empresas arrancan el desarrollo de un proyecto y, cuando llegan al límite de su interés para explotarlo porque requieren nueva tecnología, suelen transferir los derechos a otra compañía.

    Tiempos regulatorios apropiados: La presentación de documentos como los planes de evaluación y de desarrollo ocurre en muchos casos al mismo tiempo en periodos de tiempo complicados de cumplir para las empresas que toman la operación de campos que ya están en desarrollo.»

Abr 23, 2017 | 22:40

El Economista

 

Exclusive: Mexico plans second deepwater oil tie-up in Maximino, Nobilis areas – sources

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Reporting by Adriana Barrera, Additional reporting by Alexandra Editing by Dave Graham and and Peter Cooney

«Mexican state-run oil company Pemex plans a second deepwater «farm-out» joint venture in the Maximino and Nobilis areas in the Gulf of Mexico where super light crude has been found near the U.S. border, two people familiar with the matter said.

Speaking this week, the people said Pemex [PEMX.UL] would likely seek approval in June from the National Hydrocarbons Commission, or CNH, the industry regulator, to launch a tender for partners with the aim of announcing a winner in December.

«Maximino-Nobilis may be assigned in December and we hope the CNH will announce it in June,» said one of the sources. The people spoke on condition of anonymity because the plans are not yet public.

A Pemex spokesman said the firm was looking for a partner to develop Maximino and Nobilis, and that the proposal would be submitted for approval by the board in the next few days. The CNH would then need to decide on the time frame, he added.

The farm-outs are a central pillar of the government’s efforts to lure investment to Mexico since Congress opened up the country’s long-closed oil and gas industry to private investment in a legislative drive between 2013 and 2014.

Under the farm-outs, Pemex cannot choose which company would help it develop each project. The ultimate decision lies with the CNH following a round of competitive bids.

The process allows Pemex to share the risks and rewards of expensive deepwater oil development projects.

Australian mining and energy company BHP Billiton (BHP.AX) in December won the right to partner with Pemex in the first deepwater farm-out for the Trion light oil field, less than 50 miles (80 km) from the U.S.-Mexico maritime border.

A separate, shallow water farm-out auction for the Ayin-Batsil field is due to take place in October.

Pemex has sunk two wells in Maximino at a depth of 3,000 meters (9,840 feet), discovering super light crude.

In September 2016, Pemex said it had found super light crude in its Nobilis-1 well, also at some 3,000 meters.

Both areas lie in the Perdido fold belt, like Trion.»

Thu Apr 20, 2017 | 6:57pm EDT

REUTERS

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Descubrimientos de Pemex incorporan reservas por 684 millones de barriles de petróleo

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«Petróleos Mexicanos (Pemex) entregó a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) los valores de reservas de los campos que le fueron asignados en la Ronda Cero.

Con ello, la empresa productiva del Estado dio cumplimiento a la regulación establecida por la reforma energética, así como a las normas de entidades externas como la Securities and Exchange Commission de Estados Unidos (SEC).

De acuerdo con este reporte, en 2016, Pemex incorporó reservas 3P (probadas, probables y posibles) por 684 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), lo que significa un incremento de 5.0 por ciento con respecto a 2015. El nivel de reservas totales se mantuvo estable en 22 mil mmbpce.

Pemex expuso que la restitución de reservas totales 3P pasó de 55 por ciento en 2015, a 62 por ciento en 2016.

«Aunque este monto representa un incremento en la tasa de restitución, sigue estando por debajo de la de otros años, y Pemex seguirá trabajando para aumentarla a niveles mayores», señaló la empresa en un comunicado.

Detalló que en 2016 la incorporación de reservas se debió al descubrimiento por Pemex de nuevos campos, tanto en aguas profundas como en aguas someras del Golfo de México.

Precisó que los principales descubrimientos fueron Nobilis y Doctus, de crudo ligero, ubicados en aguas profundas del área Cinturón Plegado Perdido en el norte del Golfo de México, que en conjunto contienen más de 300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Asimismo, Teca, Pokche y Uchbal, de crudo ligero, en aguas someras frente a las costas de Tabasco, los cuales poseen más de 380 mmbpce de reservas totales.

Explicó que la tasa de restitución de las reservas 1P pasó de un negativo de menos 132 por ciento en 2015, a un positivo de 4.0 por ciento en 2016, lo que «demuestra un cambio que, aunque pequeño, revierte la tendencia a la baja que se venía observando», dijo.

Agregó que el volumen total de reservas 1P disminuyó como se anticipó a principios del año pasado, en la presentación del ajuste presupuestario que se realizó para enfrentar los bajos precios del petróleo.

Así, en general, el año 2016 marca un punto de inflexión, revirtiendo la tendencia a la baja que se había presentado desde 2013, indicó.

Puntualizó que los descubrimientos obtenidos por la propia empresa el año pasado, fortalecen su inventario de reservas y representan oportunidades de explotación futura, ya sea bajo esquemas de inversión propio o en asociación.»

NTX/AAR/AGO / Notimex

31 de marzo

 

 

El descontrol de pozos en el mar

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Uno de los siniestros de mayor importancia que ha experimentado la industria petrolera de nuestro país tuvo lugar en el mar. Se trata del incendio y explosión del Pozo Ixtoc I, de Petróleos Mexicanos, el cual se descontroló mientras se llevaban a cabo los trabajos de perforación en el suroeste del Golfo de México, en la sonda de Campeche en 1979. El evento provocó que el petróleo, cuyo derrame se calculó en 3.4 millones de barriles, llegara hasta las costas de Campeche, Tabasco, Veracruz y Tamaulipas e incluso a algunas zonas de Texas, lo que significó una controversia jurídica con nuestro vecino del norte. Los daños ocasionados fueron principalmente al medio ambiente, a la actividad pesquera y al turismo.

 

Si bien, se trata de uno de los peores accidentes experimentados en actividades petroleras, es tan sólo un ejemplo de la magnitud que pueden alcanzar estos eventos.

 

En el ámbito internacional, el suceso más reciente y de consecuencias catastróficas fue el descontrol del Pozo Macondo en las costas de Luisiana, cuya perforación se realizaba en aguas ultraprofundas. El 20 de abril de 2010, un escape de gas provocó la explosión e incendio de la plataforma semi-sumergible Deepwater Horizon. Más de 4 millones de barriles de petróleo fueron derramados, lo que provocó una superficie contaminada de entre 86,500 y 180,000 kilómetros cuadrados; fallecieron 11 personas y otras más resultaron heridas. Tan sólo los pagos erogados por la empresa British Petroleum (BP) ascienden, de acuerdo con las cifras de la misma empresa, a USD 61 billones, por concepto de los costos relacionados con el derrame, limpieza, reclamaciones económicas y pagos al gobierno[1].

 

El descontrol de pozos de perforación se encuentra dentro de los siniestros considerados de baja frecuencia y alta severidad. Es decir, no se presentan en intervalos cortos de tiempo, pero cuando suceden, los daños y perjuicios que ocasionan son de grandes proporciones y, en consecuencia, su reparación y/o indemnización implica altos costos económicos.

 

En ejercicio de sus atribuciones para emitir la regulación aplicable a los operadores en la industria del petróleo y gas, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Sector Hidrocarburos (ASEA) estableció los montos mínimos de seguro, que deben contratar quienes realizan las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.

 

Específicamente, para las actividades en el mar, se establecieron los siguientes montos de aseguramiento para control de pozos:

  • Pozos en aguas someras (A menos de 500 metros)- 400% – Inversiones de Perforación Autorizadas (4 X AFE[2]), por evento y en el agregado anual.
  • Pozos en aguas profundas o ultraprofundas (A más de 500 metros) – 600% – Inversiones de Perforación Autorizadas (6 X AFE), por evento y en el agregado anual.

 

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[1] Gulf of Mexico restoration, disponible en: http://www.bp.com/en_us/bp-us/commitment-to-the-gulf-of-mexico/gulf-mexico-restoration.html

[2] Authorization For Expenditure (por sus siglas en inglés): Presupuesto que detalla los costos de perforación de un pozo que correspondan a la subactividad petrolera de Perforación de Pozos y que sea incluido en el Programa de Trabajo y el Presupuesto que sean presentados y, en su caso, emitidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Petroleras internacionales firman su llegada a México

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A nombre del Estado mexicano, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) firmó con privados los últimos contratos de la Ronda Uno, para siete bloques exploratorios en aguas profundas del Golfo de México, con lo que ingresan como operadores a la exploración y extracción petrolera del país cinco de las empresas grandes del mundo en el ramo: China Offshore Corporation, la francesa Total, la noruega Statoil y la malaya PC Carigali y la estadounidense Murphy Oil.

El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, aseguró al concluir la firma de estos contratos que junto con el que se celebró hace casi dos semanas para el campo que operará la estadounidense Chevron en consorcio con Petróleos Mexicanos y la japonesa Inpex, se detonará una inversión de 34,000 millones de dólares, casi cinco veces más de lo que se obtuvo con las tres primeras licitaciones de la Ronda Uno.

En los consorcios para desarrollar estos campos ubicados en las provincias del Cinturón Plegado Perdido y Cuencas Salinas del Golfo durante al menos 35 años y hasta por medio siglo, participarán un total de nueve empresas de siete países; ello, ya que en los distintos consorcios hay firmas como las gigantes Exxon Mobil y BP, la británica Ophir y la mexicana con capital del fondo estadounidense BlackRock, Sierra Oil & Gas.

En estos contratos, la regalía para el Estado mexicano una vez que arranque la comercialización de los hidrocarburos será de 15.2% en el promedio de los siete contratos de licencia, según las ofertas de adjudicación del concurso en diciembre pasado.

Los últimos siete bloques adjudicados tienen una superficie conjunta de 17,000 kilómetros cuadrados y recursos prospectivos por 2,400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 10 veces los recursos prospectivos adjudicados en las primeras tres licitaciones de la Ronda Uno y casi una décima parte del total estimado en aguas profundas del Golfo de México. “Estos datos sirven para ilustrar por qué los expertos llamaron a esta licitación ‘la joya de la corona’”, dijo el titular de Energía.

Balance de la Ronda Uno

El presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, dijo que, con la firma de estos siete contratos, concluyó la primera ronda de licitaciones petroleras en la historia del país, en la cual se licitaron 55 áreas contractuales, de las que resultaron adjudicadas 38: cinco mediante contratos de producción compartida en aguas someras, 25 mediante contratos de licencia para campos terrestres y los ocho contratos de licencia en aguas profundas.

El presidente del regulador petrolero mexicano aseguró que durante estas cuatro licitaciones que en conjunto tardaron poco más de dos años “ninguna de las 93 empresas que participaron en los procesos de licitación se inconformó, es decir, en ningún caso se recibió alguna impugnación”.

Así mismo, todos los eventos de presentación, apertura de propuestas y declaración de ganador fueron realizados con absoluta transparencia, ante notario público y del titular del Órgano Interno de Control de la CNH y fueron transmitidos íntegramente en vivo por Internet.

La Ronda Dos petrolera mexicana está en marcha, con la licitación de 15 contratos de producción compartida en aguas someras, que se llevará a cabo en junio, y 25 más de licencia que se subastarán en julio de este año.

 

administracion de riesgos

 

Karol García / El Economista

Mar 12, 2017 |22:41

Mexico signed seven deepwater exploration and production contracts with private oil

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Mexico’s National Hydrocarbons Commission (CNH) presided over the signing of seven deepwater exploration and production contracts on Friday, bringing an end to the country’s historic Round One series of oil auctions.

The contracts were for blocks located in the Gulf of Mexico: three in the Perdido Fold Belt, a 40,000 sq.-kilometer (15,450 sq.-mile) area located in the northwestern part of the Gulf; and four in the Saline Basin, situated in the southern part of the Gulf.

The blocks were all awarded in early December.

The seven contracts are in addition to one signed last week by Mexican state oil company Petroleos Mexicanos (Pemex), American oil supermajor Chevron Corp. and Japan’s Impex that marked the first time Pemex had formed a consortium to compete for a block under a 2013 energy-sector overhaul ending the company’s nearly eight-decade monopoly.

Each of the contracts has a 35-year life span, but they can be extended for additional periods of 10 years and then five years.

In the Perdido Fold Belt, a unit of China National Offshore Oil Corporation signed contracts for Block 1 and Block 4, while a consortium made up of the local unit of France’s Total and the United States’ Exxon Mobil Exploration signed one for Block 2.

In the Saline Basin, a consortium made up of Norway’s Statoil, the United Kingdom’s BP Exploration and Total’s local unit signed contracts for Block 1 and Block 3.

A consortium made up of a unit of Malaysia’s Petronas, PC Carigali Mexico Operations; and Mexico’s Sierra Offshore Exploration signed a contract for Block 4, while a consortium made up of US energy company Murphy Oil’s local unit, the UK’s Ophir Energy, PC Carigali and Sierra Offshore inked another for Block 5.

Mexico’s energy sector, which has suffered a steady decline in crude output for more than a decade, will receive a major boost from oil production giants as a result of the Round One auctions, Energy Secretary Pedro Joaquin Coldwell said.

The companies that signed the contracts “are fully qualified and have the capital and experience to undertake projects of these dimensions (in which) there is no room for experimentation or error,” Coldwell said.

The seven blocks encompass a total area of 17,000 sq. kilometers and contain prospective hydrocarbon reserves estimated at 2 billion barrels of crude oil equivalent.

 

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Petroleumworld

03-13-2017

Hoy, convocatoria para segunda asociación de Pemex

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Luego de las firmas de los contratos tanto de licencia con el Estado como de operación conjunta con su primer socio para desarrollo de un campo en Trión, Petróleos Mexicanos (Pemex) lanzará este lunes la convocatoria de su segundo farmout para llevar a cabo actividades de exploración y extracción en el área Ayín-Xulum mediante un contrato de producción compartida en aguas someras mexicanas.

Durante la aprobación de la migración de estas dos asignaciones a contratos el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) detalló que en estos campos, ubicados en la Sonda de Campeche, la asociación permitirá aumentar 2.8 veces las inversiones, al pasar del escenario sin socio de 831 millones de dólares a 2,335 millones de dólares para la extracción de 51,000 barriles (2.5% de la producción actual) en el pico de producción de los campos en el 2026. En estos campos sólo se ubica el pozo exploratorio Batsil y el plan de migración contempla la perforación de nueve pozos más en estas áreas que no han tenido producción.

Dado que ya existe una perforación en el área, que, según la dirección de Pemex Exploración y Producción (PEP), tiene un costo de alrededor de 100 millones de dólares, habrá un acarreo para el potencial socio de Pemex.

Si se realiza el mismo proceso de adjudicación que tuvo el campo Trión, la segunda licitación para encontrarle socio a Pemex en Ayín-Xulum se llevará a cabo el 15 de junio a la par del evento de adjudicación y fallo de los 15 contratos de producción compartida también en aguas someras.

Firma De Contratos

Asimismo, se concretará la firma del resto de los contratos de licencia de la cuarta licitación de la Ronda Uno -ya que la semana pasada se firmó el del bloque 3 Norte de Cinturón Plegado Perdido con el consorcio entre Pemex, Chevron e Inpex-, por lo que también este lunes la CNH instruirá que se lleven a cabo los de las áreas 1, 2 y 4 del Cinturón Plegado Perdido, adjudicadas a China Offshore Oil Corporation, al consorcio entre la francesa Total y la estadounidense Exxon Mobil y, nuevamente, a la estatal China Offshore, respectivamente.

El regulador también aprobará las firmas en las áreas ubicadas en la Cuenca Salina del Golfo, donde los bloques 1 y 3 fueron adjudicados al consorcio integrado por la noruega Statoil, la británica BP y la francesa Total; el bloque 4 quedó en manos del consorcio entre la malaya PC Carigali y la mexicana Sierra Offshore, y el bloque 5 será operado por otro consorcio, en el que participan PC Carigali y Sierra, junto con la estadounidense Murphy Energy y la británica Ophir.

El proceso de farmout 
para encontrarle socios a Pemex

 Después de que Pemex realiza la migración del modelo de asignación de alguno de sus campos a un contrato de extracción del nuevo régimen, solicita a la CNH que conduzca una licitación similar a la de las Rondas para encontrarle socio. El regulador publica la convocatoria, contrato y bases de licitación entre el Estado y la potencial sociedad, mientas que Pemex publica a su vez sus condiciones y el acuerdo de operación conjunta. El potencial socio oferta regalías mínimas porcentuales para el Estado junto con otros criterios de adjudicación, como bonos a la firma y asume las condiciones y la proporción de participación en el contrato que el gobierno y Pemex ofrezcan.

 

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Karol García / El Economista

 Mar 5, 2017 |23:26

Reservas 3P de crudo se hunden 30% en un año

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Las reservas totales o 3P de hidrocarburos en México, incluyendo petróleo y gas, descendieron 30.1% en el último año, con lo que al 1 de enero del 2016 se ubicaron en 26,100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, luego de la consolidación de estos volúmenes que publicó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) tras una controversia en la medición del campo Akal, el más grande de Cantarell.

Tan sólo del 2012 a la fecha, estas reservas 3P (probadas más probables más posibles) cayeron 40%, desde 43,837 millones de barriles.

En la consolidación nacional de reservas 2P y 3P del país, la CNH publicó que al 1 de enero del 2016 estas reservas se descomponen en 17,792 millones de barriles de petróleo crudo equivalente como reservas probadas más probables o 2P (con 50% de factibilidad comercial) y suman 26,140 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, al añadirse las reservas consideradas posibles o 3P (con 10% de factibilidad comercial).

En petróleo, las reservas 2P ascienden a 13,272 millones de barriles y las 3P a 19,454 millones de barriles y en gas las 2P son de 22,026 miles de millones de pies cúbicos y las 3P de 32,567 miles de millones de pies cúbicos.

Las reservas totales de aceite cayeron 24.7%, que son 6,300 millones de barriles menos en comparación con el reporte al 1 de enero del 2015. Cabe mencionar que del 2013 a este último reporte cayeron 36.6%, que son 11,300 millones de barriles menos; prácticamente las reservas probadas del país.

Pero las reservas 3P de gas cayeron todavía más: 40.7% en un año (22,600 miles de millones de pies cúbicos menos en un año). Las reservas nacionales de gas se han reducido 48% del 2013 a la fecha.

Por campo, las mayores disminuciones estuvieron en Chicontepec, con una caída de 43% de las reservas 2P; además de Samaria Luna, en Tabasco, con una caída de 16%, y Akal, en Cantarell, que cayó 14 por ciento. En las reservas 3P, la caída en Chicontepec fue de 56%, en Akal de 11% y destaca una caída de 15% en las reservas de aguas profundas, por el efecto de los precios del petróleo que impactan en la rentabilidad de las reservas.

 

Perforación de pozos al suelo

El comisionado Héctor Acosta explicó en la primera sesión ordinaria del 2017 del órgano de gobierno del regulador que esta “dramática caída” obedece sobre todo a la disminución en la actividad exploratoria de Petróleos Mexicanos (Pemex).

“Desde el 2010 se ha visto una dramática caída en la perforación de pozos de la estatal”, dijo. Los pozos perforados en el 2015 fueron sólo 22, cuando en el 2004 se perforaron 105, según la Secretaría de Energía. “Esto impacta en la falta de incorporación de reservas”.

 

 

Oil Prices

 

 

 

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13 Companies prequalified for Mexico’s oil industry Round 2.1

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As of January 16, 13 companies have initiated the prequalification process for Round 2.1, the shallow water exploration and extraction contract auction process that Mexico’s National Hydrocarbons Commission (CNH) intends to award in June 19 of this year. According to CNH’s website, the companies are:

  • US: Chevron, Conoco Philips, Hunt Overseas Oil Company, Noble Energy.

  • UK: BP, Premier Oil Exploration and Production, Shell (UK-Netherlands)

  • México: Citla Energy E&P, Sierra O&G.

  • Germany: Dea Deutsche Erdoel AG.

  • Italy: ENI.

  • Norway: Statoil.

The auction, originally planned for March 22, was postponed until June after CNH received formal requests from four interested companies. The R02-L01 process will tender 15 shallow water fields in the Gulf of Mexico, in the areas of Tampico-Misantla, Veracruz and the Southeastern Basin. The fields have an average 592 km2 area and 1,587 million boe in prospective resources. The first oil and gas production from these fields is expected to be delivered in 2020. A total of 23 companies have expressed interest in the process. The final companies that will participate in the auction will be announced by CNH on March 1.

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Adjudicaciones de la Ronda 1 permitirán vencer declinación petrolera

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El sector hidrocarburos de México marcó el año 2016 un hito histórico con la licitación de contratos para la producción de aguas profundas, además de cerrar con broche de oro la Ronda 1, con la cual el país podrá revertir la declinación petrolera y aumentar su producción un 17.5 por ciento en 10 años.

De acuerdo con el socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG, Rubén Cruz, en la actualidad se pierde alrededor de 3.8 por ciento de la producción anual, lo que representa que para la próxima década se haya reducido 38 por ciento, sin embargo, la expectativa es que con las actividades en aguas profundas se pueda recuperar el 43 por ciento.

“Se van a generar 900 mil barriles diarios de crudo si son exitosas de exploración en aguas profundas, lo que representa el 43 por ciento de la producción actual de Petróleos Mexicanos” (de dos millones 164 mil barriles diarios al mes de noviembre), afirmó el especialista en entrevista con Notimex.

Rubén Cruz destacó que esto significa un incremento de 5.0 por ciento en la producción petrolera de México, pero con las rondas anteriores se esperaba que genere producción adicional por 12.5 por ciento, por lo que en 10 años la producción nacional será un 17.5 por ciento más a la actual.

“Por primera vez se licitó contratos de producción en aguas profundas, eso rompió un hito en México muy importante, porque si bien ha sido uno de los principales países productores de petróleo en el mundo, se había quedado rezagado porque habían limitado sus actividades en aguas someras y tierra adentro”, resaltó.

De acuerdo con cifras de la Secretaría de Energía (Sener) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), estas adjudicaciones podrían detonar inversiones superiores a los 41 mil millones de dólares, durante la vigencia de los contratos, incluyendo la asociación entre Pemex y la empresa australiana BHP Billiton en el campo Trión.

En el caso de Trión, esto representa para la compañía una inyección de recursos frescos por 561.6 millones de dólares, mientras que el Fondo Mexicano del Petróleo recibirá 62.4 millones de dólares, además de no estar obligado a invertir recursos en el desarrollo del proyecto hasta que estos asciendan a mil 974 millones de dólares.

En 2017 México va por más

Para este año que comienza, el gobierno mexicano alista las siguientes licitaciones pertenecientes a la Ronda 2, de las cuales la presentación de propuestas de la licitación 2.1 relacionada a aguas someras se dará el 19 de junio de 2017; la 2.2 de campos terrestres el 14 de julio y la 2.3 se prevé para el 12 de julio.

En noviembre pasado, el titular de la Sener, Pedro Joaquín Coldwell, señaló que se asignará el primer semestre de 2017 a concluir las tres licitaciones que tiene en marcha y previó que antes de que acabe el sexenio se podrán hacer tres licitaciones más; una hacia el otoño de 2017, otra en el otoño de 2018 y una al final en el invierno de ese mismo año.

«Estamos considerando más campos de aguas profundas, aguas someras, bloques terrestres y la primera licitación de no convencionales», dijo en su momento el secretario de Energía.

A su vez, el director de Exploración de Pemex Exploración y Producción, José Antonio Escalera Alcocer, indicó a Notimex que la empresa seguirá participando en las licitaciones que vienen, por lo que están revisando las ofertas del Estado en estos procesos, para ver si complementan su portafolio y le agregan valor.

“Primero lo que tenemos que ver es que vamos a participar siempre y cuando estas oportunidades complementen nuestro portafolio por la parte exploratoria”, agregó el funcionario.

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