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CERAWeek: México exportaría crudo con ducto directo de Trión a EEUU -Cepeda

CERAWeek by IHS Markit

El consorcio podría usar una opción más barata y rápida para llevar su crudo a Estados Unidos aprovechando ductos que usa el vecino campo Great White en aguas estadounidenses del Golfo de México, dijo Juan Carlos Zepeda, comisionado presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

HOUSTON
Petroleumworldve.com 10 03 2017

Una red de oleoductos con capacidad de sobra podría permitir a México exportar a Estados Unidos petróleo y gas desde Trión, su proyecto insignia aguas afuera, dijo el jueves el jefe del regulador petrolero mexicano.

Trión, ubicado en aguas profundas del Golfo de México y con recursos por cerca de 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), fue adjudicada en diciembre por Pemex a la australiana BHP Billiton, que operará el proyecto de 11,000 millones de dólares.

Pemex, que tendrá una participación del 40 por ciento en el proyecto, comparte por primera vez los riesgos y recompensas de un desarrollo potencialmente lucrativo con una empresa privada.

Pese a que no se ha presentado el plan de desarrollo, el consorcio podría usar una opción más barata y rápida para llevar su crudo a Estados Unidos aprovechando ductos que usa el vecino campo Great White en aguas estadounidenses del Golfo de México, dijo Juan Carlos Zepeda, comisionado presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Great White, que es operado por Shell, BP Plc y Chevron Corp, produce alrededor de 70,000 barriles por día (bpd) dejando capacidad disponible en una línea de crudo y otra de gas conectada a Estados Unidos, dijo Zepeda.

"Hasta las instalaciones de transporte de Great White sólo hay 19 kilómetros (desde el margen de Trión) y desde el campo hay 39 kilómetros", dijo Zepeda a Reuters en el marco de la conferencia sobre energía CERAWeek en Houston.

Zepeda dijo que construir un ducto a la costa de México sería más costoso y tomaría más tiempo.

Los ductos de Great White, en el lado estadounidense del Cinturón Plegado Perdido (CPP) -el segundo centro de producción de petróleo y gas más grande del mundo-, son operados por Williams Companies, con sede en Estados Unidos, como parte de sus 2,200 kilómetros de líneas de gas y crudo en el Golfo de México.

Otras opciones para la producción de Trión incluyen la construcción de ductos a los puertos más cercanos, probablemente a Tampico (México) o Brownsville (Texas), o la creación de una instalación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) para transportarla.

Otro bloque asignado en diciembre al productor chino de petróleo CNOOC, también en aguas profundas de México, está aún más cerca de Great White.

"CNH está esperando que los socios de Trión presenten un appraisal (valuación) en los próximos 180 días tras hacer unos pozos de prueba para delimitar correctamente el campo", dijo Zepeda.

"De ahí lo que quedaría por presentar es el plan de desarrollo del proyecto", añadió.

La primera producción de crudo liviano de Trión se espera para 2023, dijo el director de Pemex, José Antonio González Anaya, a principios de esta semana en Houston.

"Para Pemex esté es un trato histórico. Durante 80 años, Pemex nunca tuvo un socio con quien compartir riesgos o capital", dijo.

El proyecto se había frenado a principios de 2016 debido a los recortes de presupuesto de la empresa, pero se reanudó nueve meses después como parte de la esperada reforma petrolera de México.

MÁS LICENCIAS EN MARCHA

La CNH, que supervisa contratos y realiza subastas petroleras en México, está ofreciendo 15 bloques para exploración y producción en aguas poco profundas bajo acuerdos de participación en las ganancias, y 26 bloques en tierra bajo licencias. Los resultados se esperan para junio y julio.

Una nueva ronda de licitación de aguas profundas en los próximos meses ofrecería bloques mayormente en las mismas cuencas de Perdido y Salina. Al igual que en anteriores subastas 'offshore', las licencias serán ofrecidas por el Gobierno para operar estos bloques, explicó Zepeda.

La última ronda de ofertas será la primera para los llamados recursos no convencionales.

Se ofrecerán bloques en tierra con reservas de petróleo y de gas de esquisto cerca de la cuenca de Eagle Ford (Texas), así como áreas de la formación de Tampico Misantla, que se estima tiene 35.000 millones de barriles de petróleo, principalmente en roca de esquisto.


Nota por Marianna Parraga; Reporte adicional de David Alire en Ciudad de México; editado en español por Adriana Barrera/Javier López de Lérida de Reuters.

reuters.com 09 03 2017


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