La Comisión Nacional de Hidrocarburos detalló que la estatal tenía programada una inversión de 42,462 millones de pesos para elevar la extracción nacional mediante el desarrollo de estos campos, pero al cierre del 2019, alcanzó a invertir 2,864 millones de pesos en las áreas ubicadas en tierra y aguas someras.

Petróleos Mexicanos (Pemex) cerró el 2019 con producción en cuatro de los 20 campos que definió como prioritarios para su desarrollo, produciendo 6,000 barriles diarios de petróleo, es decir, 38% de lo comprometido, con inversiones de 2,864 millones de pesos que fueron de sólo 6.7% de la inversión estimada para estos trabajos.

En la primera sesión extraordinaria de su órgano de gobierno, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) detalló que la estatal tenía programada una inversión de 42,462 millones de pesos para elevar la extracción nacional mediante el desarrollo de estos campos, pero al cierre del 2019, alcanzó a invertir 2,864 millones de pesos en las áreas ubicadas en tierra y aguas someras.

En tanto, la producción de hidrocarburos fue de poco más de 6,000 barriles por día al cierre del 2019, luego de que el campo terrestre Ixachi, cuya producción inició desde el 2018, produjo 4,400 barriles por día.

Entre los otros tres campos que iniciaron producción: Chocol, Cibix y Xikin, en aguas someras, la producción conjunta fue de 1,600 barriles por día, muy por debajo de la estimación de la petrolera estatal, que pretendía llegar a 15,400 barriles diarios al finalizar el 2019.

En lo que respecta a perforación de pozos en estas áreas, Pemex concluyó tres perforaciones y tiene 13 más en ejecución, mientras que había presupuestado llegar a 28 pozos al finalizar el 2019, es decir, logró un cumplimiento de 28% en el arranque de los trabajos y de sólo 10% en la conclusión de los mismos.

En tanto, Pemex presentó únicamente planes para 17 campos, postergando la aprobación de tres más. Con estos planes, la petrolera ha comprometido la perforación de 119 pozos de producción de los cuales 55 se ubicarían en tierra y 64 en aguas someras del Golfo.

El pico de producción de crudo en estos campos ascendería, según los planes, a 307,000 barriles diarios en 2022, equivalente a 18% de la extracción nacional. Tan sólo al cerrar el 2019, la petrolera presupuestó que con estos desarrollos añadiría 15,000 barriles por día, volumen que ascendería a 184,000 barriles diarios en 2020 y a 301,000 barriles diarios en 2021.

El principal motivo de los retrasos, explicaron durante la sesión de la CNH, es la falta de acceso a infraestructura como plataformas y ductos para iniciar los desarrollos.

Dado que en el resto de los 13 campos con planes aprobados: Esah, Cheek, Cahua, Uchbal, Manik, Mulach, Octli, Teekit, Tlacame, Tetl, Koban, Hok y Suuk, Pemex ya cuenta con planes de desarrollo, debe iniciar los trabajos este año. Además, la petrolera debe recibir la aprobación para el desarrollo de los campos Pokche, Jaatsul y Valeriana, y la de otros campos que el año pasado anunció Pemex como posibles desarrollos, que son Onel y Yaxche.

El director general de la empresa, Octavio Romero Oropeza, comprometió además iniciar el desarrollo de por lo menos 40 campos más cada año durante la actual administración, de los cuales no ha dado aún avisos a la CNH respecto a los que corresponderían al 2020.

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