El campo Zama, en aguas del Golfo de México y operado por la petrolera estatal mexicana Pemex en conjunto con socios privados, iniciará producción de crudo en el 2025 y alcanzará su pico de 180,000 barriles por día (bpd) en 2029, informó este jueves la CNH.
Con una inversión de 9,085 millones de dólares, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó el plan de desarrollo para que Petróleos Mexicanos (Pemex) y sus socios inicien la producción del campo Zama, que fue el primer descubrimiento por parte de un privado tras la apertura legal del sector en la administración pasada y que cuenta con reservas de más de 850 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, algo así como 4% de las reservas totales estimadas en el país.
En la sesión del órgano de gobierno de este jueves, la estatal petrolera, que fungirá como operadora del campo en aguas someras, presentó el plan para los próximos 22 años, en que se pretende lograr la extracción de 625 millones de barriles de petróleo y 243,000 millones de pies cúbicos de gas.
El pico de producción de este campo llegará en 2029 y será de aproximadamente 180,000 barriles por día de crudo, equivalente a poco más del 10% de la producción actual de todo el país.
Para ello, se estableció un cronograma de actividades que inicia este año con la instalación de la infraestructura necesaria, que se estará colocando hasta el 2025.
El campo Zama forma parte de la asignación AE-0152-M-Uchukil y del contrato CNH-R01-L01-A7/2015, que constituyen el primer yacimiento unificado en México, luego de que la estadounidense Talos Energy llevó a cabo el descubrimiento en 2016 mediante el contrato de exploración en aguas someras que le fue otorgado en la primera ronda de adjudicaciones petroleras del sexenio pasado.
Originalmente, el contrato fue otorgado a un consorcio entre la operadora estadounidense y la mexicana constituida para la reforma energética mediante fondos de inversión, Sierra Oil and Gas, además de la británica Premier Oil. Sierra Oil and Gas fue vendida posteriormente a la alemana que ya tiene inversiones en México y uno de los contratos en asociación con Pemex, Wintershall Dea, mientras que la británica cambió sus estatutos para convertirse en Harbour Energy.
Pemex cuenta con una asignación contigua a este campo en aguas someras de las costas del Golfo, por lo que solicitó la unificación del yacimiento y posteriormente le fue otorgado el rol de operador en el nuevo contrato entre las partes.
El último movimiento de participación en este campo ocurrió la semana pasada, cuando la empresa propiedad del millonario mexicano Carlos Slim, Carso Energy, adquirió el 49.9% de participación en la filial de Talos Energy en México.
Pemex y sus socios plantean la perforación y terminación de 46 pozos, 215 reparaciones menores, así como la construcción de 3 ductos, 2 plataformas, una batería de separación y el abandono de 8 pozos, según este primer diseño del plan de desarrollo.
De acuerdo con el plan, los hidrocarburos extraídos serán enviados de la plataforma Zama A a la plataforma Zama B mediante un ducto y de ahí hasta la batería de separación Zama, para que el gas sea transportado al Centro Procesador de Gas Cactus y el aceite a la terminal marítima de Dos Bocas.
El costo total del plan de desarrollo de 2023 a 2045 es de 9,085 millones de dólares, de los cuales 4,541 son inversiones y 4,544 millones en gastos de operación del campo.
Talos y Pemex codirigirán la planificación, perforación, construcción y finalización de todos los pozos y codirigirán la planificación, ejecución y entrega de la infraestructura costa afuera, mientras que Talos, Pemex y Wintershall Dea codirigirán la oficina de gestión de proyectos, con lo que Carso y Harbour serán socios financieros del proyecto.
Se espera que la producción esté compuesta por aproximadamente un 94% de petróleo de excelente calidad, con gravedades API de entre 24 y 27 grados API, según la CNH.
karol.garcia@eleconomista.mx
