Reservas de petróleo en México - Oil reserves in Mexico
A 2007, las reservas probadas de petróleo en México fueron de 12,4 mil millones de barriles (1,97 × 10 9 m 3 ). La Administración de Información Energética de EE. UU. Estimó que las reservas probadas mexicanas ascienden a 10,3 mil millones de barriles (1,64 × 10 9 m 3 ) a 2013.
Producción
México era el séptimo mayor productor de petróleo del mundo en 2006, produciendo 3,71 millones de barriles por día (590 × 10 3 m 3 / d) de productos derivados del petróleo, de los cuales 3,25 millones de barriles por día (517 × 10 3 m 3 / d) era petróleo crudo. La producción de petróleo mexicano ha comenzado a disminuir rápidamente. La Administración de Información de Energía de los Estados Unidos había estimado que la producción mexicana de productos petrolíferos disminuiría a 3.52 millones de barriles por día (560 × 10 3 m 3 / d) en 2007 y 3.32 millones de barriles por día (528 × 10 3 m 3 / d) en 2008.
La producción de crudo mexicano cayó en 2007, y estaba por debajo de 3.0 millones de barriles por día (480 × 10 3 m 3 / d) a principios de 2008. A mediados de 2008, Pemex dijo que trataría de mantener la producción de crudo por encima de 2.8 millones de barriles por día (450 × 10 3 m 3 / d) durante el resto del año. Las autoridades mexicanas esperaban que la disminución continuara en el futuro y se mostraron pesimistas de que podría volver a los niveles anteriores incluso con inversión extranjera.
La constitución de México otorga a la petrolera estatal, Pemex , derechos exclusivos sobre la producción de petróleo, y el gobierno mexicano trata a Pemex como una importante fuente de ingresos. Como resultado, Pemex no tiene capital suficiente para desarrollar recursos nuevos y más costosos por sí misma, y no puede contratar socios extranjeros para que le suministren el dinero y la tecnología de los que carece. Para abordar algunos de estos problemas, en septiembre de 2007, el Congreso de México aprobó reformas que incluían una reducción de los impuestos que grava Pemex.
La mayor parte de la disminución de la producción de México involucra un enorme campo petrolero en el Golfo de México . De 1979 a 2007, México produjo la mayor parte de su petróleo del supergigante Campo Cantarell , que solía ser el segundo campo petrolero más grande del mundo por producción. Debido a la caída de la producción, en 1997 Pemex inició un proyecto masivo de inyección de nitrógeno para mantener el flujo de petróleo, que ahora consume la mitad del nitrógeno producido en el mundo. Como resultado de la inyección de nitrógeno, la producción en Cantarell aumentó de 1,1 millones de barriles por día (170 × 10 3 m 3 / d) en 1996 a un pico de 2,1 millones de barriles por día (330 × 10 3 m 3 / d) en 2004 Sin embargo, durante 2006 la producción de Cantarell cayó un 25% de 2,0 millones de barriles por día (320 × 10 3 m 3 / d) en enero a 1,5 millones de barriles por día (240 × 10 3 m 3 / d) en diciembre, con la disminución continuando hasta 2007.
A mediados de 2008, Pemex anunció que intentaría cerrar el año con Cantarell produciendo al menos 1,0 millón de barriles por día (160 × 10 3 m 3 / d). Sin embargo, en enero de 2008, Pemex dijo que la tasa de producción de petróleo en Cantarell había caído a 811.000 barriles por día (129.000 m 3 / d) en diciembre de 2008, una caída del 36 por ciento respecto al año anterior. Esto resultó en una disminución de la producción total de petróleo mexicano en un 9,2 por ciento de 3,1 millones de barriles por día (490 × 10 3 m 3 / d) en 2007 a 2,8 millones de barriles por día (450 × 10 3 m 3 / d) en 2008. , la tasa más baja de producción de petróleo desde 1995.
En cuanto a sus otros campos, el 40% de las reservas restantes de México se encuentran en el Campo Chicontepec , que fue encontrado en 1926. El campo ha permanecido sin desarrollar porque el petróleo está atrapado en roca impermeable, lo que requiere tecnología avanzada y una gran cantidad de pozos de petróleo para extraer. eso. El resto de los campos de México son más pequeños, más costosos de desarrollar y contienen petróleo pesado y se comercializan con un descuento significativo en comparación con el petróleo liviano y mediano, que es más fácil de refinar.
En 2002 Pemex comenzó a desarrollar un campo petrolero llamado "Proyecto Ku-Maloob-Zaap ", ubicado a 105 kilómetros de Ciudad del Carmen . Se estima que para 2011 el campo producirá cerca de 800 mil barriles por día (130 × 10 3 m 3 / d). Sin embargo, este nivel de producción se logrará mediante el uso de un esquema de inyección de nitrógeno similar al de Cantarell. Ese mismo año, Pemex disminuyó su estimación de reservas en un 53%, de 26.8 a 12.6 mil millones de barriles (4.26 × 10 9 a 2.00 × 10 9 m 3 ). Posteriormente, la estimación se incrementó a 15,7 mil millones de barriles (2,50 × 10 9 m 3 ).
En junio de 2007, el ex presidente de la Reserva Federal de Estados Unidos, Alan Greenspan, advirtió que la disminución de la producción de petróleo en México podría causar una gran crisis fiscal allí, y que México necesitaba aumentar la inversión en su sector energético para evitarlo.
Recursos futuros
En febrero de 2009, DeGolyer y MacNaughton estimaron que el campo Chicontepec tenía 139 mil millones de barriles de petróleo en su lugar, pero que aún no había una forma técnica de recuperarlo. Algunos funcionarios del gobierno no estaban contentos con los resultados en Chicontepec y expresaron preocupación porque los costos eran más altos y la producción de petróleo más baja de lo esperado. México había gastado $ 3.4 mil millones en el campo, pero estaba produciendo solo 30,800 barriles por día (4,900 m 3 / d) en junio de 2009 y aumentó solo ligeramente a 46,000 barriles por día (7,300 m 3 / d) en el tercer trimestre de 2010. , lo que les hizo cuestionar si estaba justificada una mayor inversión en el campo.
La Reforma Energética de 2013 ha introducido la inversión privada de empresas energéticas internacionales en los esfuerzos de exploración en México. La empresa italiana Eni anunció en julio de 2017 que un nuevo pozo en su proyecto de exploración Amoca Field situó los recursos del campo en mil millones de barriles. La compañía planea comenzar la producción desde el campo en 2019 a una tasa de 30,000 a 50,000 barriles por día. También en julio de 2017, Premier Oil , Talos Energy y Sierra Oil & Gas anunciaron que la perforación exploratoria en el campo Zama-1, ubicado en las aguas poco profundas del Golfo de México, había descubierto una formación con entre 1.400 y 2.000 millones de barriles. de crudo ligero. Debido a que técnicamente no se recupera todo el petróleo presente en dicha formación, se cree que la formación podría producir alrededor de 425 millones de barriles.