Luego de 17 años de invertir en aguas profundas, Pemex no cuenta todavía con algún campo en producción en aguas profundas.
En el periodo 2000-2018, el 39% de los recursos de exploración se orientaron a proyectos en aguas someras, lo que representa 258,000 millones de pesos.
Por su parte, marcadamente en las dos administraciones anteriores, 213,000 millones de pesos se destinaron a los proyectos en aguas profundas, lo que corresponde a un 32% de la inversión total disponible; mientras que cerca de un 20% correspondió a proyectos en campos terrestres, principalmente.
En los últimos 10 años, Pemex destinó un 45% de sus recursos de inversión para exploración en proyectos de aguas profundas. Si bien este tipo de proyectos son de mediano y largo plazo, debe reconocerse que Pemex no cuenta todavía con algún campo en producción de este tipo.
No obstante, le ha permitido estimar recursos prospectivos por 27,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, tener recursos contingentes por 2,036 MMbpce, así como reservas totales por 860 MMbpce al 1 de enero 2019.
En este contexto, los esfuerzos de Pemex de incursionar en proyectos en aguas profundas no han rendido, a la fecha, los resultados esperados. En contraste, aquellos derivados de actividades en aguas someras y campos terrestres siguen sustentando la plataforma de producción.
Para incrementar la Tasa de Restitución de Reservas (TRR) probadas, se pretende identificar nuevos yacimientos de hidrocarburos a través del programa de exploración. De 1990 a 2018 se terminaron 13,391 pozos de exploración y de desarrollo.
Aguas profundas, perforaciones
Durante 2018, la tasa promedio de éxito para los pozos exploratorios fue del 26.3%, un decremento de 38.1% comparado con 2017 y la tasa promedio de éxito para los pozos de desarrollo fue del 95.8%, un incremento de 3.1% comparado con 2017. De 2014 a 2018 se descubrieron 12 campos de petróleo crudo y 4 de gas natural, lo que permitió alcanzar un total de 356 campos productores de petróleo crudo y gas natural al final de 2018.
