La italiana ENI deberá presentar un nuevo plan y presupuesto para el 2021 antes de poder continuar con sus planes para el 2022.
Los campos en aguas someras Amoca, Miztón y Tecoalli, que componen uno de los contratos petroleros privados más grandes del país, operado por la italiana Ente Nazionale Idrocarburi (ENI), cayeron por debajo de la presión deseada, llegando a un momento crítico con lo que producirán más gas, aumentando sus costos, bajando su producción petrolera e impidiendo que se alcancen las metas de aprovechamiento de gas.
Por ello, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) rechazó este martes la modificación al plan de desarrollo y al plan y presupuesto 2021 para este contrato, ya que los estimados que presentó la empresa no tenían congruencia con la realidad y fueron sus propios retrasos en actividades lo que los ha llevado a esta situación que reduce la rentabilidad de los hidrocarburos para el Estado.
A decir del presidente de la CNH, Rogelio Hernández Cázares, se contaba con la llegada de un buque de producción, almacenamiento y descarga flotante (FPSO) hace un año, con lo que iniciaría la segunda etapa de explotación del yacimiento hasta el 2041. Ahora, será hasta marzo del 2022 el arribo de esta infraestructura fundamental para seguir con los planes presentados por ENI, lo que ha dañado al yacimiento donde costará más tiempo y dinero extraer petróleo.
Me da la impresión que tienen un plan ya hecho y quieren seguir con él sin ver la realidad del yacimiento”, explicó el comisionado Héctor Moreira al respecto.
Los planes presentados en la sesión 91 del órgano de gobierno del regulador se mantuvieron en las mismas expectativas previas a esta baja de producción que determinaron los análisis de la CNH, que rechazó los planes de ENI hasta que presente los ajustes necesarios.
Por lo pronto, ENI deberá presentar un nuevo plan y presupuesto para el 2021 antes de poder continuar con sus planes para el 2022. A la vez, se queda con su anterior plan de desarrollo y si cae en incumplimientos pagará las sanciones previstas en su contrato.
Y es que el presupuesto para el 2021 aumentó así de 374.6 a 534.7 millones de dólares para este año, un incremento de 43%, que en un contrato de producción compartida donde se pueden deducir costos que el Estado como socio debe pagar. Algunos de los costos en la actividad de geología salen de los comparativos de mercado que la CNH realiza, explicaron durante la sesión del órgano de gobierno.
A decir de Francisco Castellanos Paez, director de la Unidad Técnica de Extracción de la CNH, ENI explicó al regulador que han tenido retrasos en su producción derivado de que se postergó la llegada del barco por circunstancias técnicas y otras asociadas a la pandemia. Además, ENI se planteó una estrategia de inyección de agua para acelerar la producción, con la que los retrasos por situaciones ajenas al campo han provocado también impactos físicos en el área que han reducido la extracción de hidrocarburos.
Esta área contractual tiene una superficie de 67.2 kilómetros cuadrados y fue adjudicada el 30 de noviembre de 2015 en la segunda licitación de la Ronda Uno de la administración pasada. Tiene un contrato de extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida, operado al 100% por la italiana Ente Nazionale Idrocarburi, en los campos Amoca, Miztón y Teocalli, en agua someras del Golfo de México, donde se puede extraer principalmente aceite negro.
Tiene dos fases de desarrollo hasta el 2041 la de producción temprana hasta marzo del 2022 en que llegará un buque de producción, almacenamiento y descarga flotante (FPSO) para iniciar con la segunda etapa.
La tecnología dentro de las mejores prácticas es la adecuada, pero sus pronósticos de producción no contemplan el comportamiento actual del yacimiento y con dos años de producción ya deberían reflejarlo en sus planes, además de que tiene costos excedidos y que liberan más gas del que están considerando, mientras que con la información presentada no dan certeza de que ese será su comportamiento, además de que parece que producirán condensado pero no tienen mecanismos de medición para reportarlo.
La petrolera italiana Ente Nazionale Idrocarburi llegó a octubre con un volumen de producción de crudo de 10,000 barriles diarios menos que estimado en un programa que de hecho mantiene para el 2022, en que continúa estimando que su volumen a recuperar para este año será de 7.8 millones de barriles.
En cuanto a inversiones, pasa de un plan vigente de 7,528 millones de dólares, que incluyen los 738 millones de dólares que se invirtieron en 2019 y 2020 y los 513 millones que se han gastado hasta ahora en el 2021, a una inversión programada de 8,194 millones de dólares a lo largo de la vida del campo, según el nuevo plan, con lo que aumentan sus gastos en 8.8% o 666 millones de dólares. Para actividades de desarrollo y producción, se contempla un gasto de 6,879 millones y de éste el 76% es para la producción del campo.
La actividad tiene variaciones porque algunas ya iniciaron y otras se han tenido que diferir, explicaron durante la 91 sesión del órgano de gobierno de la CNH, aunque en cuanto al volumen de extracción, pasan de un plan de 347 millones de barriles (de los cuales han sacado 7.6 millones) a 343.3 millones de barriles, bajando en 4 millones de barriles sus pronósticos para el crudo, mientras que para el gas bajan mantienen sus pronósticos en 222,000 millones de pies cúbicos (de los que han extraído 7,200 millones de pies cúbicos).
En octubre, el campo operado por la italiana ENI en el campo Miztón tuvo una extracción de 14,625 barriles diarios, con una reducción de 1% mensual y de 13% anual. En las últimas veces vemos que tiene un comportamiento de producción a la baja, puesto que según los reportes de producción de la CNH en un año la extracción se redujo en 13%, aunque en julio pasado volvió a elevarse a 19,586 barriles diarios, que son más de 5,000 barriles diarios de lo que produjo en el último reporte de octubre.
