Petróleos Mexicanos (Pemex) invertirá casi 290 millones de dólares en sólo cuatro proyectos terrestres: dos de desarrollo de yacimientos y dos de transición entre la exploración y la producción de hidrocarburos en sus asignaciones. En tanto, espera presentar sus resultados anuales en la situación de endeudamiento que continúa, particularmente en lo que se refiere al corto plazo.

En su séptima sesión ordinaria del órgano de gobierno, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó un desembolso conjunto de 289.627 millones de dólares para trabajos de la empresa que requieren aprobación del regulador, según explicaron este martes.

En primer término, se autorizó la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Pemex Exploración y Producción (PEP) para la Asignación A-0254-2M-Campo Palmito. La asignación de extracción de hidrocarburos se ubica a 64 kilómetros Suroeste de la ciudad de Reynosa, en el municipio de China, Nuevo León, con una superficie de 121.06 kilómetros cuadrados.

Su tipo de fluido es gas seco y gas húmedo. En su primera etapa, hasta el 2005, el Campo fue descubierto con el Pozo Palmito 1. Con la perforación de 65 pozos de desarrollo en su segunda etapa, al 2011, alcanzó su producción máxima de 46 millones de pies cúbicos de gas en 2012. Actualmente se encuentra en su tercera etapa: Declinación del campo, con incremento en el flujo fraccional de agua, y mantenimiento a la producción.

“La Modificación al Plan de Desarrollo se debe a un cambio en la estrategia de extracción como resultado del éxito en el desarrollo de pozos intermedios en el campo”, explicaron, “la modificación al plan considera un periodo de marzo del 2024 al 2034 para realizar 17 perforaciones de pozos”.

Lo anterior, para recuperar un volumen de 50,800 millones de pies cúbicos de gas natural. El costo total del proyecto se estima en 145.99 millones de dólares.

También se aprobó la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de PEP para la Asignación A-0145-2M-Campo Guaricho. La asignación de Extracción de hidrocarburos, se ubica en el municipio de Huimanguillo, Tabasco, a 10.6 kilómetros de Tres Bocas, con una superficie de 24.39 kilómetros cuadrados. Su tipo de fluido es aceite negro.

Su plan de desarrollo vigente hasta el martes fue aprobado en noviembre de 2018 y su modificación se debió a que no realizará subactividades programadas para el periodo, sino que construirá infraestructura para el manejo de la producción y dados los resultados de los pozos perforados, realizará la perforación de un pozo adicional, entre las que se incluye la actualización del comportamiento de producción, detallaron.

“Considera realizar una perforación de pozo con su respectiva terminación, 16 reparaciones mayores y dos ductos, para recuperar un volumen de aceite de 3.41 millones de barriles y 4,730 millones de pies cúbicos de gas al 2035”.
El proyecto estima un costo total de 84.24 millones de dólares.

Y, según un supuesto éxito de su actividad exploratoria, también recibió la autorización para iniciar un Programa de Transición relacionado al pozo Yawa-1EXP, asociado a la Asignación AE-0182-M-WAYA, ubicada en el municipio de Tihuatlán, Veracruz, cuya superficie total es de 1,788 kilómetros cuadrados. Su tipo de hidrocarburo es aceite negro de 25 grados API.

“El Programa de Transición tiene por objeto dar continuidad a las actividades de Producción Temprana en el Pozo Yawa-1EXP, además de adquirir información para continuar con la caracterización del campo. Mediante las actividades de continuidad operativa, toma de información, se estima recuperar un volumen de 50 millones de barriles aceite y 33.7 millones de pies cúbicos de gas, en el lapso de un año”.

El costo total del proyecto se estima en 0.717 millones de dólares.

Finalmente, se autorizó la modificación al Programa de Transición relacionado con el Campo Racemosa, asociado a la Asignación AE-0142-4M-Comalcalco, cuya superficie total es de 1,018.411 kilómetros cuadrados. El campo se localiza a una distancia de 35 kilómetros al este de la ciudad de Comalcalco, en Tabasco.

Lo anterior para recuperar en un año un volumen de 5.51 millones de barriles de aceite y 16.15 mil millones de pies cúbicos de gas. El costo total del proyecto se estima en 50.68 millones de dólares.

Cabe recordar que, al cierre del tercer trimestre del 2023, por cada peso de deuda financiera de corto plazo (con vencimiento menor a un año), la empresa apenas tenía solo 90 centavos de activos de corto plazo (líquidos) para hacer frente a estas obligaciones.

Hace una década, la relación era de 2.9 pesos de activos líquidos (caja, cuentas por cobrar, inventarios, inversiones líquidas, etc.) por cada peso de deuda financiera. Al inicio del sexenio, en el 2018, la relación todavía era de dos a uno.