La producción de gas natural en México promedió 4,05 Bcf/d en abril, frente a los 3,74 Bcf/d de abril de 2021, según nuevos datos del regulador upstream del país.
La petrolera estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) suministró 4,05 Bcf/d, o el 95% del total, frente a los 3,53 Bcf/d hace un año.
Mientras tanto, la producción del sector privado promedió 220 MMcf/d, frente a los 205,9 MMcf/d de abril de 2021, según los últimos datos del Consejo Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Los cinco principales campos de gas operados por Pemex son Quesqui (495 MMcf/d), Ixachi (282 MMcf/d), Maloob (280 MMcf/d), Akal (250 MMcf/d) y Onel (200 MMcf/d) /d ).
La producción de Ixachi está creciendo alrededor de un 46 por ciento anual, según muestran los datos de la CNH. Reuters informó esta semana que la CNH se prepara para multar a Pemex por sobrequemar gas natural en campos terrestres de gas natural y condensado en el estado de Veracruz.
México se ha vuelto cada vez más dependiente de las importaciones de gas por gasoducto de Estados Unidos en los últimos años, mientras Pemex lucha por mantener los niveles de producción. Excluyendo el gas consumido por Pemex, las importaciones abastecieron el 87% de las necesidades de gas de México a enero, según datos de la CNH.
Mientras tanto, la producción promedio de petróleo de México en abril fue de 1,61 millones de bpd, por debajo de los 1,7 millones de bpd del año anterior.
Los campos más productivos son Maloob (260.000 b/d), Zaap (241.000 b/d), Xanab (88.000 b/d), Ayatsil (82.000 b/d) y Yaxché (53.000 b/d).
Si bien el presidente Andrés Manuel López Obrador ha congelado las rondas de licitación y otros procesos para la adjudicación de contratos upstream a empresas no estatales, siguen vigentes más de 100 contratos adjudicados por el gobierno anterior.
El presidente ejecutivo de Murphy Oil, Roger Jenkins, dijo este mes que CNH había otorgado a la compañía un período de exploración adicional para el Bloque 5, en alta mar en México. Murphy planea perforar el pozo de exploración de Tulum allí más adelante este año.
Jenkins expresó optimismo sobre la actividad de exploración, citando resultados de perforación exitosos de otros operadores cercanos. Shell planea construir otro pozo en el norte, dijo.
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La gerencia de Talos Energy Inc., el líder del consorcio que descubrió las aguas poco profundas de Zama en 2017, dijo esta semana que ha invertido alrededor de $111 millones en el campo desde su creación.
“El valor esperado de Zama es un múltiplo del capital invertido hasta la fecha, y Talos tiene amplias opciones estratégicas para finalmente materializar ese valor”, dijo la compañía en su presentación del día del inversionista.
A principios de este año, la Sener, la Secretaría de Energía, despojó a Talos de los derechos de operación del descubrimiento y lo transfirió a Pemex. Talos retiene una participación de explotación del 17,35 % en el depósito, que tiene un recurso total de más de 600 millones de barriles de petróleo equivalente.
Talos dijo que se espera que se presente un plan de desarrollo de unidad a la CNH para su aprobación, un “paso crítico” antes de una decisión final de inversión de ambas partes en 2023.
Las empresas de servicios petroleros mencionaron un resurgimiento de la actividad upstream en México y en toda América Latina, no solo en alta mar.
“En México, estamos viendo un renacimiento de algunas actividades terrestres que requieren plataformas de alto nivel o de altas especificaciones”, dijo el presidente ejecutivo de Nabors Industries Ltd., William Restrepo, en la llamada de ganancias del primer trimestre de la compañía.
Las compañías petroleras nacionales de la región, incluida Pemex, también reportaron ganancias récord en el primer trimestre en medio del aumento de los precios mundiales de las materias primas.
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