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Empresas que operan ductos del lado estadounidense, en el Área de Perdido, cabildean con posibles socios de Petróleos Mexicanos (Pemex) para transportar a puertos y terminales de la Unión Americana el crudo que extraigan del activo Trión y de futuros campos que se van a desarrollar en aguas profundas del lado mexicano.
El acercamiento de compañías como la estadounidense Williams, principal empresa que opera los ductos mediante los cuales se desplaza petróleo y gas del Área de Perdido hacia Jones Creek (muy cerca de la refinería de Deer Park, en donde Pemex es socio junto con Shell) y Markham, en Texas, fue manifiesto en diversas reuniones que ha sostenido con las grandes petroleras a las que da servicio y que se perfilan como socios de Pemex.
Entre ellas se encuentra Shell, que es el operador del activo Great White, un campo marítimo estadounidense con características parecidas a Trión, y que tiene 33.34% del desarrollo del campo, y Chevron con 33.33%.
Estas empresas participan en la explotación del campo Silvertip con participación de 60-40 y en donde la angloholandesa también es operadora.
Tobago es otro activo que cuatro empresas del lado estadounidense desarrollan: Shell, Nexen, Chevron y Unocal. Y Trident, que es desarrollado 100% por Rocksourse.
El esquema ofrecido por Williams es aprovechar su infraestructura del lado estadounidense: dos ductos disponibles de 18 pulgadas con capacidad de entre 130 mil y 150 mil barriles diarios de petróleo crudo y hasta 350 millones de pies cúbicos diarios.
La empresa ha manifestado que tiene 50% de capacidad disponible para transportar crudo y 60% para gas.
De concretarse esta operación, el petróleo crudo que debe empezar a producir Trión entre 2023 y 2024, de acuerdo con las estimaciones de José Antonio Escalera Alcocer, director de Exploración de Pemex Exploración y Producción (PEP), no va a llegar directamente a México, sino que se va a transportar a Estados Unidos.
El funcionario había anticipado la posibilidad de que el petróleo extraído en la zona de Perdido, del lado mexicano, fuera desplazado a Estados Unidos usando infraestructura existente en campos como Great White.
Otra opción es comprar un barco tipo FSOP, flotante, que puede recibir el crudo del subsuelo marino y donde van a llegar buque-tanques a cargar para desplazar el hidrocarburo a los mercados de exportación o al puerto de Altamira, en Tamaulipas.
Williams puede esperar a los posibles socios de Pemex en el esquema de farm outs que se van a licitar en diciembre para ofrecer sus servicios.
Esta compañía fue fundada en 1908 y sus operaciones se concentran en el noroeste del Pacífico, Montañas Rocosas, Costa del Golfo, Costa Este y la provincia de Alberta, en Canadá.
Es propietaria de 13 mil 900 millas de tubería, según su último reporte financiero presentado al mercado de valores estadounidense, Securities and Exchange Commission (SEC, por sus siglas en inglés).
Juan Carlos Zepeda, presidente comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), dijo al respecto que la empresa está deseosa de dar servicios de transporte y “lo único que tiene que hacer es una pequeña extensión de su ducto en Great White hasta Trión, del lado mexicano”.
—¿Podría entonces Pemex y sus socios recurrir a esta infraestructura?
—Absolutamente, aquí el atractivo es que estos ductos tienen capacidad disponible y es posible y será una decisión de las empresas, de Pemex y de los operadores para Trión y lo que se concurse y se adjudique en esta zona de Perdido, del lado mexicano.
Es factible y hace sentido económico que hagan extensión de estos ductos a territorio marítimo mexicano para mover hidrocarburo a tierra, dijo.
Los activos Great White y Trident se encuentran a menos de 10 kilómetros de la frontera con México.
Comentó que lo que ofrece México en aguas profundas, particularmente en Perdido, es atractivo: “Es un sistema petrolero probado y con infraestructura del lado” estadounidense.
La decisión de Pemex de ir mediante farm outs es buena para Pemex y México, porque hace que la licitación sea atractiva, pues al poner algo descubierto eleva la plusvalía de la zona, dijo. En esa región, México estima reservas 3P por mil millones de barriles de petróleo crudo equivalentea.
