Poca producción en campos prioritarios de 4T

Hasta agosto de este año dieron 92 mil barriles de petróleo diarios, pero deben generar 222 mil, indica la CNH

Cartera 30/10/2020 03:50 Noé Cruz Serrano Actualizada 03:50

Los campos petroleros prioritarios, apuesta de este gobierno para levantar la producción, siguen presentando malos resultados.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) entregó una evaluación de 17 de los campos que se desarrollan este año y los números siguen siendo pobres:

Hasta agosto, de acuerdo con datos de Petróleos Mexicanos (Pemex), estos activos produjeron 92 mil barriles diarios de petróleo crudo, “pero para cumplir con el gasto promedio anual comprometido tendrían que generar 222 mil barriles diarios, es decir, una desviación de 73%”.

Del comportamiento de la incorporación de la producción de gas, actualmente estos pozos producen 186 millones de pies cúbicos diarios, “pero para cumplir el gasto diario promedio anual deberían de estar dando 519 millones de pies cúbicos por día, una desviación de 72%”, explico el órgano regulador.

La evaluación general detalla que Pemex presenta un rezago importante en el desarrollo e inversiones de los campos prioritarios que forman parte de la estrategia de esta administración.

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La evaluación de 17 de los 20 campos comprometidos muestra que en producción presentan un desfase de 71%; en campos produciendo el desfase es de 62%; en pozos produciendo el rezago es de 73%, y en seguimiento al diseño de pozos es de 40%.

Los datos “son muy preocupantes”, consideró el comisionado Héctor Moreira Rodríguez.

Señaló que ningún indicador de avance llega a 50% y es necesario conocer por qué pasa esto.

Por ejemplo, la inversión comprometida para el periodo enero-agosto de 2020 en los campos Xikin, Chocol, Uchbal, Cahua, Esah, Manik NW, Cheek, Ixachi, Mulach, Octli, Tlacame, Teekit Profundo, Tetl, Cibix, Koban, Hok y Suuk fue de 33 mil 926 millones de pesos, pero hasta agosto sólo se registra un ejercicio de 17 mil 72 millones de pesos, 50%.

La CNH señala que los factores que han provocado el rezago “son múltiples”. “Hay una parte importante que es la disponibilidad de los equipos y hay atraso con los proveedores de Pemex; campos que tenían asociada una producción alta, sobre todo campos marinos, han resultado con afectaciones en pozos; y, a partir de marzo con el tema del Covid-19, vino a retrasar los operativos.

Debajo de proyecciones

Uno de los campos cuyos resultados son menos alentadores, de acuerdo con la evaluación de la CNH, es Ixachi, que se pensaba tendría el mayor potencial productor, pero que presenta desviaciones que han retrasado su desarrollo y está impactando la producción total que Pemex había comprometido.

Hace dos semanas, en su comparecencia como parte de la Glosa del 2o.Informe de Gobierno, el director de Pemex, Octavio Romero Oropeza, aseguró que 15 de los nuevos campos petroleros por los que la empresa está apostando para elevar la producción de crudo ya están dan resultados.

Luego, en conferencia con inversionistas, explicó que estos campos aportan “139 mil barriles diarios de producción nueva y que al 28 de octubre la plataforma de extracción promedia casi un millón 700 mil barriles diarios.

Sin embargo, la producción sigue a la baja si se le compara con resultados del año pasado.

En el reporte presentado a la Bolsa Mexicana de Valores (BMV), la petrolera refiere que la producción de petróleo crudo se redujo 2.1% en el periodo enero-septiembre, equivalente a 36 mil millones de barriles menos en comparación con los primeros nueve meses de 2019.

Los resultados operativos a la baja, en términos de producción del hidrocarburo, se explican en parte por el cierre de la producción derivada de la actividad del Sistema de Paro por Emergencia del barco FPSO dada la colisión con el buque tanque Olympic Future, afectando la producción en 59 mil barriles diarios en julio.

Adicionalmente, en agosto se tuvo otro impacto en producción por 9 mil barriles diarios derivado de la operación parcial del FPSO por contingencia sanitaria del Covid-19 en sus instalaciones.

Clima adverso

El director de Pemex señaló durante su comparecencia que la baja en la producción también tuvo que ver con malas condiciones climatológicas que afectaron un volumen de 46 mil barriles diarios del 3 al 9 de julio; fallas en equipos BEC, que se reflejaron en otros 27 mil barriles menos en el periodo enero-octubre, y malas condiciones climatológicas del 4 al 11 de octubre que afectaron otros 21 mil barriles.

A su vez, la titular de la Secretaría de Energía, Rocío Nahle, informó que la producción de petróleo crudo en los primeros nueve meses del año promedian un millón 673.5 mil barriles diarios y que el acuerdo con la OPEP parte de una plataforma de referencia de un millón 753 mil barriles para el periodo julio-diciembre, lo que representa un compromiso de elevar en promedio la extracción en más de 100 mil barriles por día en el último trimestre del año.

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