Tras haber dañado el megayacimiento por una explotación acelerada, Petróleos Mexicanos (Pemex) pretende regresar a Cantarell para exprimir a su campo petrolero insignia, Akal.

El pasado 24 de abril, el director general de la compañía mexicana, Octavio Romero Oropeza, anunció el programa «Oportunidades de inversión en campos maduros: incremento en el factor de recuperación», que busca nuevas modalidades de coinversión para optimizar esquemas de contratación que hagan viables la ejecución de proyectos de exploración y extracción mediante la participación de la iniciativa privada.

La estrategia incluyó al campo Akal, ubicado en aguas someras de Campeche. Cuenta con reservas 2P (probadas más probables) por 1,894 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Por sí solo, este campo -que forma parte del descubrimiento del campesino Rudesindo Cantarell- produjo 2.089 millones de barriles de crudo diarios en enero de 2014, equivalente a la producción nacional de Noruega.

Pero hoy, debido a la sobreexplotación con inyección de nitrógeno para poder extraer más crudo, Akal produce apenas 45,900 barriles por día, de acuerdo con  datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Gráfica: SIE, Sener

Aunque la inyección era una práctica con más de 40 años en la industria, los volúmenes máximos para reactivar un pozo eran de hasta 250 millones de pies cúbicos, pero a partir de 1997 la compañía mexicana ejecutó un agresivo plan para introducir seis veces esa cifra, dañando así el casco del yacimiento.

La estrategia para desarrollar Akal fue la más cuestionada por lo que representaba el activo, por su tamaño y por la forma en que se desarrolló, empleando técnicas para acelerar su producción, entre ellas la inyección de nitrógeno, comentó el analista energético de la consultora Mercury LLC, Arturo Carranza.

«Se lo acabaron», agregó.

El analista de la firma Welligence Energy, Pablo Medina, dijo que la clave va a ser si las empresas de servicios tendrán la capacidad de investigación, desarrollo y ejecución dado el tamaño del reto de Cantarell.

«Su interés dependerá de la tarifa», comentó.

El campo se suma a una primera etapa de 20 asignaciones más que se ofertarán el próximo año bajo un modelo de negocio llamado Contrato de Servicio Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE), que está basado en una tarifa en dólares por unidad de petróleo y gas producido, pero con mejoras fiscales, cuentas segregadas, tarifas variables en función del precio de hidrocarburos, así como recuperación de costos en componentes de mayor riesgo.

«El mayor problema con los CSIEE es que no le dan liquidez a Pemex como un bono a la firma. El costo oportunidad de tener a Pemex como operadores es alto», agregó Medina.

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