En la búsqueda de caminos para impulsar la exploración y explotación de yacimientos en aguas profundas, Petróleos Mexicanos (Pemex) analiza la viabilidad de adquirir pequeñas empresas estadunidenses operadas por ex trabajadores de los grandes corporativos que manejan tecnologías avanzadas, cuyo costo por compañía ronda los mil 200 millones de dólares.
De acuerdo con Adrián Oviedo Pérez, director de la Compañía Mexicana de Exploraciones (Comesa) –una subsidiaria de Pemex– y presidente de la Asociación Mexicana de Ingenieros Petroleros, en el Golfo de México operan pequeñas empresas que cuentan con la experiencia y capacidad técnica para incursionar en aguas profundas.
“Una vez adquiridas esas empresas, podríamos traer a sus técnicos y la tecnología que utilizan para aprovecharla en la exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas. Son empresas pequeñas, formadas por trabajadores jubilados de Exxon, Mobil o de British Petroleum, que realizan trabajos de exploración y producción de petróleo en pozos que ya no son rentables para esas grandes compañías”, dijo.
En su opinión, con estas estrategias Pemex estaría en condiciones de revertir la pérdida del volumen de producción hacia 2021, calculado en 1.8 millones de barriles. Esto es equivalente a 58 por ciento de la plataforma actual de producción (3.1 millones de barriles diarios).
Oviedo Pérez afirmó que para enfrentar la declinación de la producción petrolera es necesario que Pemex desarrolle tres modelos de negocio de manera simultánea: uno para realizar las exploraciones en aguas profundas, otro para mantener y continuar explotando los actuales yacimientos en que se basa la producción, y el tercero: retomar la explotación de los campos marginales que fueron abandonados hace más de 30 años, tras el descubrimiento de las regiones petroleras de Chiapas-Tabasco, Cantarell y Ku Maloob–Zaap.
Calculó que esos campos petroleros, aunque dispersos en el territorio nacional, agrupan 20 por ciento de las reservas del país, es decir, pueden contener unos 9 mil millones de barriles de los 45 mil millones en que están calculadas las reservas posibles.
“Tienen un riesgo bajísimo, y como ya tienen instalaciones y equipos de producción, estos campos pueden ser revitalizados y puestos en producción en un plazo no mayor a dos años”, frente a los ocho años que tardaría en ponerse en producción un nuevo campo en aguas profundas.
La contribución de los campos marginales a la producción nacional, insistió Oviedo Pérez, “es modesta, pero nada despreciable”.
De acuerdo con Adrián Oviedo Pérez, director de la Compañía Mexicana de Exploraciones (Comesa) –una subsidiaria de Pemex– y presidente de la Asociación Mexicana de Ingenieros Petroleros, en el Golfo de México operan pequeñas empresas que cuentan con la experiencia y capacidad técnica para incursionar en aguas profundas.
“Una vez adquiridas esas empresas, podríamos traer a sus técnicos y la tecnología que utilizan para aprovecharla en la exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas. Son empresas pequeñas, formadas por trabajadores jubilados de Exxon, Mobil o de British Petroleum, que realizan trabajos de exploración y producción de petróleo en pozos que ya no son rentables para esas grandes compañías”, dijo.
En su opinión, con estas estrategias Pemex estaría en condiciones de revertir la pérdida del volumen de producción hacia 2021, calculado en 1.8 millones de barriles. Esto es equivalente a 58 por ciento de la plataforma actual de producción (3.1 millones de barriles diarios).
Oviedo Pérez afirmó que para enfrentar la declinación de la producción petrolera es necesario que Pemex desarrolle tres modelos de negocio de manera simultánea: uno para realizar las exploraciones en aguas profundas, otro para mantener y continuar explotando los actuales yacimientos en que se basa la producción, y el tercero: retomar la explotación de los campos marginales que fueron abandonados hace más de 30 años, tras el descubrimiento de las regiones petroleras de Chiapas-Tabasco, Cantarell y Ku Maloob–Zaap.
Calculó que esos campos petroleros, aunque dispersos en el territorio nacional, agrupan 20 por ciento de las reservas del país, es decir, pueden contener unos 9 mil millones de barriles de los 45 mil millones en que están calculadas las reservas posibles.
“Tienen un riesgo bajísimo, y como ya tienen instalaciones y equipos de producción, estos campos pueden ser revitalizados y puestos en producción en un plazo no mayor a dos años”, frente a los ocho años que tardaría en ponerse en producción un nuevo campo en aguas profundas.
La contribución de los campos marginales a la producción nacional, insistió Oviedo Pérez, “es modesta, pero nada despreciable”.
Nota de Víctor Cardoso, La Jornada, 17 de abril.
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