Mediante un Contrato de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE), Pemex planea revivir el proyecto gasífero de Lakach en el estado de Veracruz, sí, el mismo que hace algunos años la empresa mexicana abandonó por baja rentabilidad dado sus altos costos y complejidad.
Su intensión de regresar a aguas profundas, de la mano de dicho plan, quedó expuesta en su Plan de Negocios Quinquenal sin censura al cual Energy 21 tuvo acceso.
Ahí, la petrolera nacional precisó que buscará desarrollar la asignación de gas no asociado y condensado, sí y sólo sí, ésta mantiene control de la operación, recibe y comercializa la producción mientras que un ‘tercero’ sea quien asuma la totalidad de la inversión, gastos de operación y sea el responsable de la producción.
Asimismo, subrayó que uno de los beneficios que conllevará el proyecto será el incremento en la producción de hidrocarburos y reservas probadas más probables (2P) por 937.8 miles de millones de pies cúbicos y 3.5 millones de barriles de condensado.
“El objetivo del proyecto es recuperar las reservas 2P mediante la terminación de 6 pozos de desarrollo y la recuperación del pozo delimitador, así como la construcción de infraestructura marina y terrestre”, señala el documento.
Los trabajos de Pemex en el grupo de pozos, localizados en aguas territoriales del Golfo de México con tirantes de agua entre 900 y mil 200 metros, arrancaron en 2007 arrojando pruebas de producción entre 25 y 30 millones de pies cúbicos diarios.
En 2012, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dictaminó como no favorable al Proyecto de Explotación Lakach al notar tanto fallas en la información como en estimaciones sobre la rentabilidad del proyecto cuyas reservas 2P representaban el 1.8 por ciento de las reservas totales de gas natural, según la todavía paraestatal.
La situación actual que detalla el Plan de Pemex (desbloqueado) es que el proyecto de Lakach se encuentra en proceso de análisis y documentación con la finalidad de formalizar un CSIEE, esquema de negocios que Pemex considera que le permitirá la reactivación de los contratos suspendidos del proyecto sin asignación de recursos financieros y sin generar deuda para la petrolera.
Para el consultor energético independiente, Erick Sánchez Salas, si la idea es retomar este proyecto para solventar las carencias de gas natural actuales, la decisión es positiva; sin embargo, la rentabilidad del proyecto se vulnera en dos factores: infraestructura y nuevamente costos, todo desarrollado en un contexto global.
“Hicieron corridas considerando un precio de seis dólares el millón de pies cúbicos de gas, mientras en el sur de Texas está a menos seis dólares. Aunado a ello, tratándose de gas, habría que considerar la infraestructura para llevarlo a tierra, ya sea un unidades flotantes de almacenaje y descarga (FSO, por sus siglas en inglés); en tierra, brazos de descarga, muelle si no existen más ductos, además de sistemas de medición y regulación”, planteó el especialista.
Arturo Carranza, consultor de energía independiente, destacó también en entrevista que aunque se trate de un CSIEE, Pemex será quien diseñe el Plan de Desarrollo de la asignación.
“La empresa es quien decide cómo y dónde perforar para posteriormente buscar a un privado que realice las actividades; la flexibilización de este mecanismo es atractivo para la IP ya que los incentivos pueden influir en los pagos si los trabajos se hacen en menor tiempo y generan ahorros”, argumentó Carranza.
Los riesgos
Pemex está consciente de los riesgos que este proyecto acarrearía y entre ellos subraya los siguientes:
- · Desviaciones volumétricas derivadas de la incertidumbre implícita en los modelos geológicos.
- · Desviaciones de flujo de efectivo derivadas de la incertidumbre del precio de los hidrocarburos.
- · Incertidumbre en las estimaciones de costo y tiempo para la evaluación.
- · Incumplimiento de los volúmenes de producción por mal desempeño del proveedor del servicio.
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