Petróleos Mexicanos (Pemex) anunció el hallazgo de cuatro nuevos campos en aguas someras del golfo de México que aportarán un incremento de 9% a su producción actual de crudo y 3% a la de gas en 36 meses, aseveró el director general de la empresa, Emilio Lozoya Austin.

De acuerdo con la estatal, tomando en cuenta el corto plazo para su desarrollo y el tamaño de los yacimientos encontrados, estos descubrimientos representan el mayor éxito exploratorio de Pemex en los últimos cinco años después de los yacimientos Tsimin-Xux y Ayatsil.

En la inauguración del Congreso Mexicano del Petróleo, Lozoya precisó que se trata de cuatro nuevos campos en aguas someras del área conocida como Litoral de Tabasco y de una estructura cercana al complejo Cantarell, que podrán iniciar la producción dentro de 16 meses aproximadamente para alcanzar una plataforma de producción estable 20 meses después.

En este sentido, se estima una producción incremental de al menos 200.000 barriles diarios de petróleo y de 170 millones de pies cúbicos diarios de gas. Del monto agregado, la mitad del crudo, unos 100.000 barriles por día, se producirán en la Sonda de Campeche, agregando menos de la décima parte a la producción actual del área, además de 80 millones de pies cúbicos de gas, que equivalen a 4,3% de la producción gasera en la zona.

Adicionalmente, los descubrimientos en el Litoral de Tabasco aportarán una producción adicional del orden de 100.000 barriles diarios de petróleo ligero, casi 30% de la producción actual, y 90 millones de pies cúbicos de gas al día, que son casi el 10% de la extracción actual de este play.

Incremento de reservas 
de 0,8%. Además, el titular de Pemex precisó que los estudios de caracterización estiman la existencia de reservas totales en estos yacimientos de hasta 350 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que corresponde a 0.8% de las reservas totales certificadas hasta el 1 de enero de 2014.

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De los descubrimientos, aseguró Emilio Lozoya en su cuenta de Twitter, tres de los campos son de crudo ligero, que en México equivale al tipo Istmo, con una densidad de 33.6 grados según la nomenclatura del American Petroleum Institute (API) y que con un menor contenido de azufre, se cotiza en alrededor de US$4 más que los de otro tipo, mientras que el campo restante es de crudo pesado, que en México equivale al tipo Maya, con una mayor densidad que desciende hasta los 22 grados API.

Lozoya puntualizó que estos hallazgos se derivan de los recientes trabajos exploratorios de Pemex, donde se ha aplicado tecnología tanto de gabinete como de campo, con una mejor definición sísmica.

Sin embargo, con sólo tres pozos perforados —cinco menos de los que tenía programados— hasta abril, la estatal tiene una de las peores rachas exploratorias en su historia, con una tasa de restitución de reservas totales de 67% de las cuales sólo 7% son de reservas probadas, según el reporte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

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