Pemex corrige a la baja su meta de producción
Desde diciembre, la empresa ha realizado tres ajustes a su objetivo; nivel de extracción mejorará significativamente hasta 2020, prevé
En cinco meses, Petróleos Mexicanos (Pemex) ajustó tres veces a la baja las perspectivas de la producción de petróleo crudo de este año, poniendo en entredicho la estrategia de estabilizar la plataforma de extracción a partir del presente ejercicio fiscal.
De acuerdo con información pública difundida por la petrolera, entre la presentación de los Criterios Generales de Política Económica (CGPE) 2019, en diciembre del año pasado, y la presentación del Programa de Oportunidades de Inversión en Campos Maduros: Incremento en el Factor de Recuperación, realizada este miércoles por el director de Pemex, Octavio Romero Oropeza, las proyecciones de la empresa productiva de Estado se redujeron de un millón 847 mil a un millón 713 mil barriles diarios en promedio.
Entre los CGPE 2019 y el presupuesto aprobado por el Congreso de la Unión, la plataforma de producción diaria de petróleo crudo se redujo de un millón 847 mil barriles a un millón 801 mil, en promedio.
Para el 18 febrero de 2019, en la primera presentación de esta administración con inversionistas, la meta comprometida como escenario base para el año se fijó en un millón 773 mil barriles diarios, 74 mil menos a los inicialmente previstos.
Este 24 de abril se volvieron a ajustar a la baja las proyecciones durante la presentación del Programa de Oportunidades de Inversión en Campos Maduros: Incremento en el Factor de Recuperación.
La nueva meta se fijó en un millón 713 mil barriles diarios en promedio, lo que representa una disminución de 60 mil barriles diarios respecto de la proyección comprometida apenas dos meses antes.
Ello significa que hubo un recorte en las metas de producción de petróleo crudo de este año de 7.2%, equivalente a dejar de producir aproximadamente 134 mil barriles diarios en promedio.
De acuerdo con lo planteado por Romero Oropeza, la petrolera estaría apostando, de acuerdo con fuentes del sector consultadas por EL UNIVERSAL, a mejorar los niveles de extracción a partir de 2020, sustentada en recuperar el aceite que todavía está en cavernas de 21 campos maduros y en los 20 campos nuevos que está por desarrollar.
En el primer caso se trata de activos que fueron explotados, pero que, por razones técnicas, se abandonaron al alcanzar un avanzado proceso de maduración, mediante un esquema de negocio con la participación de terceros: dos en aguas someras, seis que requieren recuperación secundaria, seis más que presentan cierta complejidad técnica y siete clasificados como marginales.
Respecto de los campos nuevos, 16 se localizan en aguas someras, a bajas profundidades, y cuatro son campos terrestres, lo que permite inferir que a partir de 2020 es posible obtener una plataforma de casi 2 millones de barriles por día.
El problema para Pemex es el acelerado proceso de declinación natural de los campos que están siendo explotados, lo cual genera incertidumbre sobre sus proyecciones.
Al cierre de 2018, según los resultados operativos de Pemex, se presentó una reducción en la producción de petróleo crudo que se concentró en el ligero y superligero.
El primer tipo de aceite bajó a 130 mil barriles diarios respecto al cuarto trimestre de 2017, “una razón es el incremento del flujo fraccional de agua provocado por el avance del contacto agua aceite en el campo Xanab”.
El reporte detalla que la producción se afectó por la declinación natural de los campos, principalmente Chuc, Kuil, Chuhuk e Ixtal, del activo Abkatuìn-Pol-Chuc, y los campos Artesa, Guaricho, Puerto Ceiba, Ayocote, Shishito y Rabasa, de los activos de la Subdirección de Producción Bloques Sur.
El promedio de los niveles de extracción diaria de aceite conocido como superligero ascendió a 140 mil barriles, lo que supuso una reducción de 56 mil barriles comparado con los barriles extraídos en el cuarto trimestre de 2017.
De acuerdo con los técnicos de Pemex Exploración y Producción, “la disminución se explica por la declinación natural en la producción de campos maduros y por el incremento del flujo fraccional de agua en algunos yacimientos de los Áctivos Samaria-Luna, Bellota-Jujo y Litoral de Tabasco”.
