Urgen incrementar actividad exploratoria de hidrocarburos

La industria petrolera debe hacer más exploración petrolera para convertir las reservas de hidrocarburos en producción de petróleo y gas, coincidieron empresas operadoras. Para ello, agregaron, se requiere pasar a yacimientos más grandes.

“Si queremos alcanzar la soberanía energética, tenemos que mirar con cuidado lo que estamos haciendo desde el punto de vista exploratorio”, dijo Vinicio Suro Pérez, especialista en el sector hidrocarburos.

En su participación en las Jornadas Técnicas, organizadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) como parte de las celebraciones de su XV Aniversario, sugirió que la industria debe buscar en yacimientos más grandes y rentables para aumentar la producción de gas y petróleo.

“El reto desde el punto de vista exploratorio es movernos de ese tamaño de yacimientos, a yacimientos más grandes que sean más rentables y que puedan, en términos de gas, aumentar la producción en gas en México; en términos de producción de crudo, alimentar la plataforma de producción que tenemos en el país y, de ser posible, aumentarla”, afirmó.

Para ello, Suro Pérez explicó que el detonante lo componen tres elementos: recursos humanos capacitados, inversiones sostenibles en el tiempo y tecnología.

Al exponer en la mesa “La exploración petrolera en México. Lecciones aprendidas y perspectivas”, dijo que desde que la empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) y las operadoras privadas participan en el sector energético nacional, se han realizado descubrimientos en todas las cuencas petroleras del país.

“En ese sentido, donde el operador nacional ha dedicado menores inversiones, los operadores privados realizaron descubrimientos: Burgos, Golfo de México Profundo, Tampico-Misantla”, aclaró.

Sin embargo, destacó que desde 2015 el pico de pozos exploratorios se alcanzó en 2021 cuando llegaron a más de 60, pero el pronóstico para el cierre de 2023 es de menos de 20.

“Las inversiones exploratorias tanto del operador nacional, como de los operadores privados, está disminuyendo y eso se traducirá en menos reservas”, alertó.

Refirió que a la fecha, los operadores privados han realizado 4 descubrimientos en la Cuenca de Burgos, 1 en el Golfo de México Profundo, 2 en Tampico-Misantla y 13 en las Cuencas del Sureste, lo que significa un volumen en reservas 3P de poco más de 3 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce).

“Si no perforamos, no descubrimos”, advirtió Vinicio Suro.

En su turno, Marco Marco Barassi, gerente de Exploración en Eni México, señaló que México es para la empresa un país central por su crecimiento orgánico.

“Hay todavía mucho qué hacer en el país. Realmente México representa una gran oportunidad (…) Hay oportunidad interesante todavía por explorar”, agregó.

Pero Pemex va por la fácil

En la mesa, Miguel Ángel Moreno, coordinador de Proyectos en Pemex Exploración y Producción (PEP), expuso que la petrolera nacional se ha enfocado en campos de bajo riesgo, como Quesqui, Tupilco, Zama e Ixachi Profundo.

Expuso que entre los retos de la petrolera se encuentra robustecer la cartera de exploración en aguas someras.

“Esto es importante porque, como en los últimos años nos hemos enfocado ahí, mucha de esa cartera ha ido minimizándose, por lo tanto requerimos de nueva información, requerimos de más estudios para poder robustecerla”, manifestó.

Igualmente, PEP continuará explorando en la parte de producción temprana, además de los plays frontera e hipotéticos.

Moreno detalló que Pemex ha registrado 55 descubrimientos que representan un recurso por los 3 mil 618 mmbpce durante el periodo 2019-2023.

La reserva 3P estimada en 41 campos asciende a los 2 mil 877 mmbpce con un recurso contingente de 741 mmbpce en 14 descubrimientos.

Los pozos terminados han sido 168 y todo ello ha requerido inversiones por los 9 mil 80 millones de dólares.

Previamente, Rodrigo Hernández Ordóñez, de la CNH, indicó que del total de recursos prospectivos nacionales, que ascienden a los 112.9 mil millones de barriles de petróleo equivalente, 52 por ciento está sin actividad porque esas áreas no han ido asignadas.

El 36 por ciento está en las asignaciones de Pemex y el 12 por ciento restante en los contratos con las empresas privadas.

Por tipo de yacimiento, Hernández dijo que del total de los recursos prospectivos, 64.2 por ciento se encuentran en yacimientos no convencionales, mientras que el 43 por ciento restante está en yacimientos convencionales.

En estas cifras, el funcionario del órgano regulador destacó la importancia de la actividad exploratoria para incrementar las reservas y, con ello, la producción de hidrocarburos.