Pemex prevé que el primer barril en aguas profundas salga en 2022

La petrolera nacional recibió la aprobación por parte del regulador del sector para buscar su primer socio.
Pemex recibió el aval para tener un socio en aguas profundas
Autorización  Pemex recibió el aval para tener un socio en aguas profundas  (Foto: Jesús Almazán)
Edgar Sigler /
CIUDAD DE MÉXICO (Expansión) -

Pemex prevé extraer el primer barril de crudo en aguas profundas hasta 2022, por lo que un socio pudiera ayudar a la petrolera nacional a recortar este horizonte de seis años.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), órgano regulador, aprobó el plan de migración de las asignaciones AE-0092 Cinturón Subsalino-10 y AE-0093 Cinturón Subsalino-11, áreas donde se encuentra el campo Trión ubicado como de aguas profundas.

La petrolera espera incrementar de 22 a 30% el factor de recuperación de los recursos en ese campo, por lo que requiere incrementar su inversión en estudios de sísmica, lo que llevó a la CNH a dar su avalar para que la petrolera alcance los resultados con un socio.

“Lo que se espera es que con un socio se pueda acortar este plazo”, dijo el comisionado ponente de esta resolución Néstor Martínez Romero, este jueves.

Pemex estimó que la primera producción de crudo se alcance hasta el 2022, según el proyecto presentado a la CNH.

Estas proyecciones se realizaron con escenarios conceptuales, pues en la licitación que define las tecnologías que más aporten a mejorar las perspectivas de Pemex, además del campo Trión 1, y sus campos delimitadores, se encuentra el campo Cymba-1.

“Esto sí vale la pena reconocerlo porque ahora sí se enfocaron en sacar un proyecto que va a tener mucho beneficio a la petrolera”, dijo el comisionado Héctor Acosta.

El integrante del Pleno refirió que la anterior administración de Pemex, encabezada por Emilio Lozoya, empleó “mucho tiempo” en migrar los proyectos cercanos a los llamados CIEPS y COPS, en la zona de campos maduros terrestres, y que aportaban poca producción, frente al potencial que prometen las áreas en aguas profundas.

“Esto le da atractivo a la licitación de la Ronda 1.4, además de que el proyecto, por las cifras del certificado, pudiera llegar a producir más que Great White (en la parte del Golfo de México de Estados Unidos)”, agregó el comisionado presidente de la CNH, Juan Carlos Zepeda.

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Los campos cuentan con reservas de 420 millones de barriles de crudo equivalente, y se estima que requieran inversiones para su desarrollo y explotación de hasta 11,000 millones de dólares (mdd).

Con esta aprobación, la Secretaría de Energía puede dar el visto bueno para que continúe el proceso de licitación, que se llevará a cabo a finales de este año, en consonancia con la Ronda 1.4, donde se ofertarán áreas de aguas profundas.

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