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El área contractual se ubica a 130 kilómetros de Matamoros, con una superficie de 1.285 kilómetros cuadrados

El Economista - Ciudad de México

La australiana BHP Billiton y Petróleos Mexicanos (Pemex) invertirán casi US$600 millones adicionales en la caracterización de los recursos hidrocarburos del campo Trión, que es el contrato de farmout en aguas profundas más grande que se ha otorgado en el país. Sin embargo, tienen la posibilidad de aplazar de marzo de 2021 a diciembre de 2022 el arranque del desarrollo de este campo.

En la 14 sesión ordinaria del órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se aprobó una modificación para el plan de evaluación para este contrato ubicado en la provincia petrolera de Cinturón Plegado Perdido. Con ello se elevará de US$114.020 millones a US$710,34 millones la inversión destinada al campo para la evaluación de los recursos.

El área contractual se ubica a 130 kilómetros de Matamoros, con una superficie de 1.285 kilómetros cuadrados y un tirante de agua de entre 990 y 2.400 kilómetros cuadrados.

El descubrimiento por parte de Pemex se realizó en diciembre de 2012 y posteriormente se delimitaron recursos y certificaron reservas totales (3P) con la validación de un tercero especializado de 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente mediante dos pozos delimitadores a partir de enero de 2014.

Los trabajos se encuentran en la fase final de delimitación y evaluación del área rumbo al desarrollo del campo. El programa de evaluación culmina en el 1 de marzo del próximo año, con lo que BHP Billiton pretende ampliar este periodo hasta finales del 2022 para así poder comenzar el desarrollo del campo. Con esto, se comenzaría la procura de equipos que tardan hasta 24 meses en adquirirse.

Desde agosto de 2017 hasta julio de 2020, se han invertido US$352.483 millones en el campo, en actividades de evaluación con un costo de US$268.561 millones además de US$83.922 millones en las actividades de exploración, que son principalmente cuotas por kilómetro cuadrado que se deben pagar al Estado mexicano.

Hasta el momento solicitaron una prórroga de año y medio a la evaluación del campo, misma que fue desechada porque no contenía los elementos necesarios al no acreditar que las causas que motivaban su solicitud de prórroga no eran imputables al operador, pero se aclaró que se dejaron a salvo los derechos del contratista para solicitar una nueva prórroga. De esta forma, si llegan a marzo de 2021 sin haber recibido la extensión a la etapa de evaluación, podrán presentar información sobre los recursos del campo y también la declaratoria de comercialidad para arrancar el desarrollo. Si reciben la prórroga, comenzarán a extraer crudo de Trión a finales del 2022.

Cabe recordar que para ganar este contrato, BHP otorgó a Pemex un bono en efectivo de US$624 millones. Petróleos Mexicanos Exploración y Producción tiene 40% de participación en este proyecto, que originalmente se valuó en US$11.000 millones.

“La nueva tecnología sirve para darle certidumbre al volumen y dados los precios actuales de los hidrocarburos es importante tener la caracterización completa del campo y también las ubicaciones de las perforaciones que se realizarían ya en la etapa de desarrollo”, explicó Rodrigo Hernández Ordoñez, director general de dictámenes de Exploración de la CNH.

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