Las reservas en los campos Amoca-Miztón-Tecoalli, que lidera la petrolera italiana ENI, se multiplicaron por 3.8 veces gracias a los trabajos que realizaron en el área; los de Hokchi en 2.9 veces, y los de Ichakil-Pokoch de Fielwood en 6.7 veces, según datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Los tres campos pertenecen a áreas que se adjudicaron durante la Ronda 1.
El campo de Zama, que entró en un periodo tenso de negociación entre Pemex y el consorcio liderado por Talos , se descubrió desde 2017 pero ha día de hoy aún no cuenta con reservas comprobadas, debido a los trabajos que aún llevan las empresas ganadoras de este bloque, apunta Fausto Álvarez, especialista del sector y ex funcionario de la CNH.
“La perforación de un pozo exploratorio ayuda para determinar la existencia de hidrocarburos y a dar una primera estimación de volumen en sitio. Pero para convertirse en reserva se requiere evaluar el descubrimiento, generalmente a través de más perforaciones (pozos delimitadores); derivado de la evaluación se determina la comercialidad del descubrimiento y, de ser comercial, se tendrá que establecer un plan de desarrollo para determinar el volumen a recuperar”, dice Álvarez.
Las primeras características sobre Quesqui también apuntan a que el campo tiene condiciones de alta temperatura y alta presión, lo que puede complicar las labores de Pemex, que no tiene mucha experiencia en desarrollar bloques con este tipo de características.
“Quesqui tiene la ventaja de ser terrestre, con infraestructura cercana, lo que va a beneficiar a la petrolera para su desarrollo. El gran reto es un campo clasificado con alta temperatura y alta presión, y Pemex no es el mejor desarrollando este tipo de campos”, dice Jorge Sierra, consultor senior en temas de exploración y producción de hidrocarburos de Wood Mackenzie.
La administración de Pemex espera que el primer pozo delimitador de Quesqui eleve las reservas a 700 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, a la vez que el campo llegue a una producción pico de entre 120,000 a 140,000 barriles diarios al tercer trimestre de 2021. El gobierno espera que Pemex revierta la declinación de su producción petrolera, que este año apunta a registrar una nueva caída anual, y elevar la producción de cerca de 1.7 millones de barriles de petróleo actuales, a 2.6 millones de barriles promedio a finales del sexenio.
