El pozo Trión, entre 4 mil y 10 mil millones de barriles

CIUDAD DE MÉXICO, 16 de septiembre (Quadratín México).- Por ser el primer yacimiento petrolero importante encontrado en aguas profundas del Golfo de México, expertos y analistas consideran que el hallazgo del Trión podría ser considerado como uno de los más relevantes del país después de Cantarell.

Sin embargo, antes de compararlo con Cantarell, que por muchos años ha surtido de crudo al país, se debe considerar que se trata de una reserva 3p, cuyas características difieren mucho de las que conocemos por tratarse de un terreno a más de dos mil 500 metros por debajo del nivel del mar.

Entre las principales características del nuevo yacimiento son: el hecho de que forma parte de un sistema petrolero extenso, mismo que Pemex Exploración y Producción (PEP) estimó podría generar entre cuatro mil y 10 mil millones de barriles de petróleo crudo, lo que elevaría en 10 años el volumen de reservas probadas del país.

Asimismo, el pozo forma parte de toda un área en aguas profundas del Golfo de México donde se considera que podría estar casi la mitad de los hidrocarburos con los que cuenta el país, según lo anunciado por el presidente Felipe Calderón el miércoles pasado.

A ello se suma el hecho de tratarse de petróleo ligero de 34 grados, uno de los de mayor valor de mercado, a lo que se añade su naturaleza “dulce”, es decir que no tiene azufre a diferencia de todo el crudo que se produce en el sur y en Campeche.

El director general de Pemex Exploración y Producción (PEP), Carlos Morales Gil, dijo que las primeras arenas que descubrieron de ese pozo están a una profundidad de entre cuatro mil a cuatro mil 300 metros, incluyendo los dos mil 500 metros de tirante del agua.

En entrevista el directivo explicó que para entender la magnitud de este hallazgo, si se le considera como todo un sistema, resulta ser una vez y media más grande que Ku-Maloob-Zaap que tiene siete mil millones de barriles.

Destacó que para poner en marcha el Trión, perteneciente a la plataforma Bicentenario, se requirió hacer una inversión aproximada de 120 millones de dólares.

Al respecto, el director de EGADE Business School del Tecnológico de Monterrey, Campus Estado de México, Juan Sherwell, advirtió que sería un poco apresurado considerar a este yacimiento como el segundo más importante después de Cantarell.

Ello, dijo, porque se trata de reservas 3P en donde no sabemos aún cuánto es posible ni cuánto es probable o cuánto es probado, por lo que es difícil hacer una estimación concreta de su verdadero potencial en el futuro cercano.

Reconoció que se trata de un hallazgo relevante que al momento permite prever que va a alargar el tiempo de vida de las reservas actuales.

Actualmente en México se producen 2.5 millones de barriles diarios y para dimensionar el potencial anunciado para estas nuevas reservas se tiene que “si este yacimiento tiene 250 millones nos darían 100 días más de producción”.

Sin embargo, aseguró que si hay algo que se puede afirmar es que se trata del primer gran descubrimiento en aguas profundas en un tiro de agua de aproximadamente dos mil 550 metros de profundidad.

A lo anterior se añade el hecho de ser un descubrimiento hecho por ingenieros mexicanos sin la intervención de extranjeros, lo que demuestra que Pemex “tiene personal muy capaz de alcanzar logros de esta magnitud”.

También reconoció que se trata de un yacimiento de mayor calidad por ser un petróleo ligero, lo que implica un mayor precio, pero también se debe considerar que su costo de extracción es más elevado por hallarse en aguas profundas.

Explicó que cuando uno extrae en aguas someras, a no más de 40 metros de profundidad, el costo no rebasa los 10 dólares; pero en el caso de Trión se estima que el costo por barril sería de 25 a 40 dólares.

Dicha situación tiene sus implicaciones, ya que para que sea negocio es necesario que el precio del crudo se mantenga alto, advirtió.

Por lo pronto, abundó, tendrán que pasar de cinco a siete años antes de que salga el primer barril producido por este nuevo yacimiento, tiempo en el que todavía se determinará las dimensiones de este sistema petrolero así como su potencial de reservas 1P y 2P.

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