Reservas de petróleo no México - Oil reserves in Mexico
Em 2007, as reservas comprovadas de petróleo no México eram de 12,4 bilhões de barris (1,97 × 10 9 m 3 ). A Administração de Informação de Energia dos EUA estimou as reservas provadas mexicanas em 10,3 bilhões de barris (1,64 × 10 9 m 3 ) em 2013.
Produção
O México foi o sétimo maior produtor de petróleo do mundo em 2006, produzindo 3,71 milhões de barris por dia (590 × 10 3 m 3 / d) de produtos petrolíferos, dos quais 3,25 milhões de barris por dia (517 × 10 3 m 3 / d) era petróleo bruto. A produção mexicana de petróleo começou a declinar rapidamente. A Administração de Informação de Energia dos EUA estimou que a produção mexicana de produtos petrolíferos cairia para 3,52 milhões de barris por dia (560 × 10 3 m 3 / d) em 2007 e 3,32 milhões de barris por dia (528 × 10 3 m 3 / d) em 2008
A produção mexicana de petróleo bruto caiu em 2007 e estava abaixo de 3,0 milhões de barris por dia (480 × 10 3 m 3 / d) no início de 2008. Em meados de 2008, a Pemex disse que tentaria manter a produção de petróleo bruto acima de 2,8 milhões de barris por dia (450 × 10 3 m 3 / d) durante o resto do ano. As autoridades mexicanas esperavam que o declínio continuasse no futuro e estavam pessimistas de que poderia voltar aos níveis anteriores mesmo com o investimento estrangeiro.
A constituição do México dá à empresa estatal de petróleo, Pemex , direitos exclusivos sobre a produção de petróleo, e o governo mexicano trata a Pemex como uma importante fonte de receita. Como resultado, a Pemex não tem capital suficiente para desenvolver recursos novos e mais caros por conta própria e não pode contratar parceiros estrangeiros para fornecer dinheiro e tecnologia de que falta. Para resolver alguns desses problemas, em setembro de 2007, o Congresso do México aprovou reformas, incluindo uma redução nos impostos cobrados da Pemex.
A maior parte do declínio da produção do México envolve um enorme campo de petróleo no Golfo do México . De 1979 a 2007, o México produziu a maior parte de seu petróleo no campo supergigante de Cantarell , que costumava ser o segundo maior campo de petróleo do mundo em produção. Por causa da queda na produção, em 1997 a Pemex iniciou um projeto massivo de injeção de nitrogênio para manter o fluxo de óleo, que agora consome metade do nitrogênio produzido no mundo. Como resultado da injeção de nitrogênio, a produção em Cantarell aumentou de 1,1 milhões de barris por dia (170 × 10 3 m 3 / d) em 1996 para um pico de 2,1 milhões de barris por dia (330 × 10 3 m 3 / d) em 2004 . No entanto, durante 2006 a produção de Cantarell caiu 25% de 2,0 milhões de barris por dia (320 × 10 3 m 3 / d) em janeiro para 1,5 milhões de barris por dia (240 × 10 3 m 3 / d) em dezembro, com o declínio continuando até 2007.
Em meados de 2008, a Pemex anunciou que tentaria terminar o ano com a Cantarell produzindo pelo menos 1,0 milhão de barris por dia (160 × 10 3 m 3 / d). No entanto, em janeiro de 2008, a Pemex disse que a taxa de produção de petróleo em Cantarell havia caído para 811.000 barris por dia (129.000 m 3 / d) em dezembro de 2008, um declínio de 36 por cento em relação ao ano anterior. Isso resultou em um declínio da produção total de petróleo mexicano em 9,2%, de 3,1 milhões de barris por dia (490 × 10 3 m 3 / d) em 2007 para 2,8 milhões de barris por dia (450 × 10 3 m 3 / d) em 2008 , a menor taxa de produção de petróleo desde 1995.
Quanto aos outros campos, 40% das reservas remanescentes do México estão no Campo de Chicontepec , encontrado em 1926. O campo permaneceu subdesenvolvido porque o petróleo está preso em rocha impermeável, exigindo tecnologia avançada e um grande número de poços de petróleo para extrair isto. O restante dos campos do México são menores, mais caros de desenvolver e contêm petróleo pesado e são comercializados com um desconto significativo para o petróleo leve e médio, que é mais fácil de refinar.
Em 2002 a Pemex começou a desenvolver um campo de petróleo denominado "Proyecto Ku-Maloob-Zaap ", localizado a 105 quilômetros de Ciudad del Carmen . Estima-se que até 2011 o campo produzirá cerca de 800 mil barris por dia (130 × 10 3 m 3 / d). No entanto, este nível de produção será alcançado usando um esquema de injeção de nitrogênio semelhante ao de Cantarell. Nesse mesmo ano, a Pemex diminuiu sua estimativa de reserva em 53%, de 26,8 para 12,6 bilhões de barris (4,26 × 10 9 para 2,00 × 10 9 m 3 ). Posteriormente, a estimativa foi elevada para 15,7 bilhões de barris (2,50 × 10 9 m 3 ).
Em junho de 2007, o ex-presidente do Federal Reserve dos EUA, Alan Greenspan, alertou que o declínio da produção de petróleo no México poderia causar uma grande crise fiscal naquele país e que o México precisava aumentar os investimentos em seu setor de energia para evitá-la.
Recursos futuros
Em fevereiro de 2009, DeGolyer e MacNaughton estimaram que o Campo de Chicontepec tinha 139 bilhões de barris de petróleo no local, mas que ainda não havia forma técnica de recuperá-lo. Alguns funcionários do governo ficaram insatisfeitos com os resultados em Chicontepec, expressando preocupação com o fato de os custos serem mais altos e a produção de petróleo menor do que o esperado. O México gastou $ 3,4 bilhões no campo, mas estava produzindo apenas 30.800 barris por dia (4.900 m 3 / d) em junho de 2009 e aumentou apenas ligeiramente para 46.000 barris por dia (7.300 m 3 / d) no terceiro trimestre de 2010 , levando-os a questionar se mais investimentos no campo eram justificados.
A Reforma Energética de 2013 introduziu investimento privado por empresas internacionais de energia em esforços de exploração no México. A empresa italiana Eni anunciou em julho de 2017 que um novo poço em seu projeto de exploração do Campo de Amoca colocaria os recursos do campo em 1 bilhão de barris. A empresa planeja iniciar a produção do campo em 2019 a uma taxa de 30.000 a 50.000 barris por dia. Também em julho de 2017, Premier Oil , Talos Energy e Sierra Oil & Gas anunciaram que a perfuração exploratória no campo Zama-1, localizado nas águas rasas do Golfo do México, havia descoberto uma formação com entre 1,4 bilhões e dois bilhões de barris de petróleo bruto leve. Como nem todo o petróleo presente em tal formação é tecnicamente recuperado, acredita-se que a formação possa render cerca de 425 milhões de barris.