Quesqui, mayor producción de gas natural

El campo terrestre Quesqui se convirtió como el principal activo productor de gas natural en México, en el mes de noviembre, superando al campo Maloob.

De acuerdo con un reporte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el campo Quesqui, localizado en Huimanguillo, Tabasco, reportó una producción de 294 millones de pies cúbicos (mmpcd) en noviembre, superando la plataforma de 288 mmpcd de Maloob .

Asimismo, la producción nacional de gas natural se ubicó en 3,872 millones de pies cúbicos en el penúltimo mes del 2021. Del total de 357 campos productores, 10 aportaron el 51% de la plataforma nacional o 1,964 millones de pies cúbicos de gas (mmpcd).

Los 10 campos fueron los siguientes: Quesqui con 294 mmpcd, Maloob con 288 mmpcd, Ixachi con 240 mmpcd; Onel con 206 mmpcd; Zaap con 198 mmpcd; Akal con 184 mmpcd; Ku con 174 mmpcd; Teotleco con 155 mmpcd; Xux con 135 mmpcd y Tizón con 89 mmpcd.

Igualmente, el órgano regulador detalló que 28 campos generaron el 70% de la plataforma nacional de gas natural, equivalente a 2,712 millones de pies cúbicos diarios. En tanto, 88 campos, incluyendo terrestres y aguas someras, aportaron el 90% de la producción, es decir, 3,491 millones de pies cúbicos.

El mismo reporte señala que el complejo Ku Maloob Zaap, complejo de producción de petróleo propiedad de Pemex frente a las costas de Campeche, aportó 597 mil barriles diarios en el mes de noviembre. De manera especifica, el campo Maloob produjo 290 mil barriles, Zaap aportó 259 mil barriles y Ku agregó 48 mil barriles, lo que representa el 33% de la producción de petróleo crudo de México.

Actualmente tiene instaladas 11 plataformas, las cuales producen crudo pesado de 14º API. La plataforma principal es llamada Ku-S, localizada 110 km al noroeste de Ciudad del Carmen, perfora a una profundidad de 60 metros de agua.

PRODUCCIÓN DE CRUDO

Por otra parte, la CNH informó que la producción nacional de petróleo crudo se ubicó un millón 653,000 barriles diarios en noviembre. Durante ese mes, del total de 213 campos productores, siete en aguas someras generaron 872,000 barriles o el 53% de la plataforma nacional.

Asimismo, el órgano regulador describió que 19 campos generaron el 71% de la plataforma nacional, equivalente a un millón 169,000 barriles diarios. Del mismo modo, 55, incluyendo terrestres y aguas profundas, aportaron el 90% de la producción, es decir, un millón 488,000 barriles por día.

Aguas someras, la estrategia de Pemex: ORO

Octavio Romero Oropeza, director general de Pemex, resaltó que la empresa productiva del Estado ha enfocando sus capacidades en aguas someras, donde es líder mundial.

Durante la conferencia matutina del presidente Andrés Manuel López Obrador, el director de Pemex recordó que los principales yacimientos en México están en aguas someras, donde la empresa productora del Estado es “número uno”

Romero Oropeza destacó que esa cualidad le ha permitido a Pemex estabilizar la producción y reducir los costos de extracción.

“La nueva estrategia de inversión se ha focalizado en aguas someras, donde Pemex es líder mundial, así como en cuencas terrestres del sureste del país; con los resultados que hoy estamos entregando se demuestra el éxito del cambio de la política de exploración de Petróleos Mexicanos”, afirmó.

Asimismo, Romero Oropeza refirió que la Reforma Energética aprobada durante el sexenio del ex Presidente Enrique Peña Nieto fue un fracaso; debido a que al día de hoy no se ha extraído ni “una gota de aceite de aguas profundas como se prometió en 2013”; cuando fueron aprobados los cambios a los artículos 25, 27 y 28 constitucionales.

“Hasta el día de hoy no se ha podido extraer una gota de aceite de aguas profundas. El presidente tenía muy claro que los principales yacimientos estaban en aguas someras o en tierra con beneficio adicional que Pemex es el número 1 con experiencia en aguas someras. En México tuvimos el yacimiento más grande del mundo que fue Cantarel”, explicó.

Igualmente, Romero Oropeza enfatizó que esa estrategia ha logrado bajar de 14 a solo 3 dólares el costo de extracción por barril de petróleo.

“Con el cambio de la exploración a aguas someras y en tierra, se han descubierto 3 campos mayores de petróleo en 3 años; lo que ha propiciado la reducción de costos de extracción a 3 dólares por barril”, reiteró.