Cortes Fuentes Juan Carlos

Ordaz Ordaz Ana Karen

IP-501

KU MALOOB ZAAP

Ku Maloob Zaap (KMZ) se localiza frente a las costas de Tabasco y Campeche, a 105 kilómetros al noreste de Ciudad del Carmen, Campeche. Ku Maloob Zaap se extiende en un área de 149.5 kilómetros cuadrados.

Su historia comenzó con el descubrimiento del campo Ku en 1980 por el Pozo Ha-1A que dio inicio a su producción en marzo de 1981. Posteriormente se descubrieron los campos Maloob en el año 1984 y Zaap en el año 1991. La producción de los campos KMZ empezó en 1982, y para 1983 el primer pozo que probó la unidad de calcarenitas del Eoceno medio fue el pozo Ku46, aunque la prueba no fue concluyente con 16 API, ya para 1986 el Ku-10 fue el primer pozo que probó con éxito esta unidad, con una producción diaria de 2861 barriles de aceite y 14266 pies cúbicos de gas natural. Una característica de los campos KMZ es que las viscosidades que se presentan son diferentes. Ku tiene un API de 22°, mientras que Maloob y Zaap tienen un API de hasta 12°.

Hasta 2008 fue el segundo complejo petrolero en importancia en el país, en términos de reservas probadas de hidrocarburos y producción de crudo. Sin embargo, a partir de 2009, el Activo Ku Maloob Zaap se convirtió en el principal productor de crudo a nivel nacional alcanzando una producción de 808 miles de barriles diarios.

Ubicado en la región marina Noroeste, en la Sonda de Campeche. La Sonda de Campeche se encuentra en la plataforma continental, en aguas territoriales del Golfo de México, en el sureste de la República Mexicana, y queda comprendida entre las coordenadas, geográficas 92º40´- 90º00´ de longitud oeste y 18º30´-20º00´ de latitud norte. La Sonda de Campeche tiene una extensión aproximada de 15,500 kilómetros cuadrados y es por mucho la más prolífica de México.

SISTEMA PETROLERO

Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!)

La roca generadora corresponde a lutitas y calizas arcillosas del Tithoniano de ambientes que varían de rampa externa a cuenca con materia orgánica ligno-húmica a amorfa-sapropélica. Estas rocas son precursoras de aceites extra pesados hasta gas seco de acuerdo a la evolución geológica de las provincias en las que se encuentra. Las rocas almacenadoras principales consisten de rocas carbonatadas mesozoicas y siliciclásticas cenozoicos. Los sellos regionales principalmente corresponden a calizas arcillosas, lutitas y de manera local evaporitas que sobreyacen a las principales rocas almacenadoras. Adicionalmente se tiene sellos intraformacionales arcillosos principalmente en el Cenozoico. Los yacimientos se encuentran en trampas principalmente estructurales y combinadas de diversos tipos

y orígenes. El tiempo de generación y migración abarca desde el Paleógeno hasta el Reciente.

Cretácico Inferior-Cretácico Medio (?)

Se postulan como rocas generadoras a las secuencias de evaporitas y carbonatos del Cretácico Inferior y probablemente hasta el Cretácico Medio, se ha identificado materia orgánica algácea y lignocelulósica, además se han identificado bitúmenes sólidos, se postula que esta sea precursora de aceite pesado a ligero. Las rocas almacenadoras potenciales son calizas y dolomías de plataforma de edad Cretácico Inferior, Medio y Superior. El sello potencial en las trampas cretácicas, corresponden a secuencias evaporíticas intercaladas entre las calizas y dolomías. Las trampas estructurales son pliegues sutiles debido a la escasa deformación. La generación inicia en el Eoceno y continúa hasta la actualidad.

ORIGEN DE LA CUENCA

La evolución geológica de la Sonda de Campeche estuvo controlada por la apertura del Golfo de México.

Durante la fase inicial del rift (Jurásico Temprano (?)) en la Sonda de Campeche, un fallamiento activo fue el responsable de la subsidencia a lo largo de una tendencia predominantemente NW-SE. Desde un punto de vista sedimentológico, este episodio se caracterizó por la el depósito de sedimentos arenosos fluviales y eolíticos.

Los depósitos sedimentarios inician con una secuencia de lechos rojos derivados de la erosión del basamento y rocas volcánicas depositadas en grabens durante el Triásico Tardío y Jurásico Temprano.

Para el Tithoniano la velocidad de subsidencia se hizo más lenta y predominó la sedimentación de secuencias de estratificación delgada de lutitas y carbonatos.En este período se depositaron en la cuenca lutitas muy ricas en materia orgánica, con delgadas intercalaciones de carbonatos, que son la roca generadora de la mayoría de los inmensos volúmenes de hidrocarburos que existen en el Golfo de México, especialmente en el sureste mexicano.

Durante el Cretácico el ambiente sedimentario cambió a una plataforma carbonatada, y predominó el depósito de carbonatos, dolomitas y lutitas. La reducción de tasas del sepultamiento puede atribuirse la declinación de la fase de la subsidencia termal. El tiempo del Paleoceno estuvo marcado por el depósito de brechas calcáreas (dolomíticas). El impacto de un meteorito de más de 10 Km. en el diámetro hacia la paleo-plataforma de Yucatán (Chicxulub) al final del Cretácico (Grajales et al., 2000), se advierte ahora como la explicación más creíble para la existencia de estas brechas, extendidas en una gran área durante el Paleoceno.

Así como durante el Cretácico la forma y el tamaño de la cuenca del Golfo de México estuvieron determinados por las plataformas carbonatadas, a partir del Eoceno tardío la nueva forma de la cuenca dependió totalmente del gran flujo de la sedimentación clástica.

Hacia fines del Mioceno e inicios del Plioceno, después de la deformación compresiva del Evento Chiapaneco, se inició el basculamiento hacia el norte de la Cadena de Chiapas-Reforma-Akal, como una respuesta al desalojo de la sal calloviana en la misma dirección.

El resto de la columna del Mioceno y el Plioceno están representados por una gruesa secuencia de clásticos (arcillas).

El gran aporte de clásticos provenientes del Macizo de Chiapas durante el Plioceno y el Pleistoceno, causó el depósito de varios kilómetros de espesor de sedimentos, cuya sobrecarga empezó a generar grandes fallas de crecimiento orientadas NE-SW, con sus bloques caídos hacia el norte.

Las etapas más tardías del Terciario y Cuaternario se caracterizaron por el depósito de grandes cantidades de terrígenos, compuestos de sedimentos bentoníticos, arcillas, limos y arenas. La rotación y desplazamiento de la micro-placa Honduras-Nicaragua (bloque Chortis), durante la formación de Centroamérica y el Caribe, dio como consecuencia un levantamiento de la región sur y emergió la Sierra de Chiapas, la cual fue de nuevo la fuente del mayor suministro del sedimentos hacia el sur del Golfo de México. Varias discordancias en el área del estudio han sido nombradas en el Terciario, pero sólo dos han tenido un carácter regional. La primera ocurrió durante el Oligoceno-Mioceno debido al movimiento lateral de la micro-placa del Caribe. La segunda ocurrió durante el Mioceno Temprano y se relaciona a la relajación del régimen del compresivo. Del Mioceno al presente, sin embargo, ocurrieron las tasas de sedimentación más altas y éstas se relacionan con el tectonismo del sistema transpresivo-transtensivo.

Figura. Tabla estratigráfica mostrando los principales eventos geológicos, como: tipo de sedimentación, inestabilidad o estabilidad tectónica, variaciones en las tasas de sedimentación y los sistemas petroleros.

ROCAS GENERADORAS, ALMACENADORAS Y TIPO DE TRAMPAS

La unidad Brecha BTPKS, es un depósito claramente gradado de material carbonatado de grueso a fino y se definen su estratigrafía en tres unidades principales:

(1) Unidad de mayor espesor compuesta por una brecha gradacional de grano grueso de litoclastos de carbonatos de 1 a 10 centímetros de diámetro, y en ocasiones con fragmentos de más de 30 centímetros.

(2) Esta segunda unidad está formada por una brecha de fragmentos de carbonatos subangulares en tamaños de medio a fino (de 0.1 a 1 centímetro), intercalado con material arcilloso.

(3) Unidad sello compuesta por materiales finos arenosos, limosos y arcillosos, que constituye material de impacto como cuarzo y feldespatos de choque, fragmentos de vidrio y de carbonatos.

Tipo de Roca Roca Formación

GeneradoraCalizas y lutitas carbonosas.

Ek Balam y Edzna

AlmacenadoraBrecha, Caliza marina somera.

Brecha K-T, Akimpech, Ek Balam.

SelloCalizas arcillosas. Evaporitas.

CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES

En el área de Bacab, al oriente del campo Ku, se presentan una serie de bloques divididos por fallas normales, que afectan hasta las rocas identificadas como del Jurásico Superior Tithoniano y subyacentes. Este patrón de fallas y disposición de bloques está asociado a esfuerzos tectónicos extensionales, que ocurrieron durante la apertura del Golfo de México.

Los pozos del campo Ku se localizan en un anticlinal limitados por fallamiento inverso y alto fracturamiento.

La brecha productora de hidrocarburos, tiene un espesor de alrededor de 300 metros, con valores de porosidad que va desde 5 al 15 por ciento y una alta permeabilidad que fluctúa entre 2 y 5 darcy´s.

Para la Brecha del límite Cretácico-Terciario (BTPKS):

La cima del KM (Cretácico Medio) se toma como la base de la brecha, por lo tanto, el espesor de la brecha está dado entre las cimas de la brecha y del KM, conformando un grosor de alrededor de 300 m.

Para la brecha se han identificado 20 fallas, de las cuales, cuatro son inversas y el resto normales. Las fallas inversas funcionan como límites, es decir, se conocen como fallas Ku, Zaap y Maloob, formando tres fallas inversas y la otra falla inversa es un cierre estructural de Ku-Zaap. Estas fallas también se observan en la interpretación de las cimas KM (Cretácico Medio), KI (Cretácico Inferior) y JST (Jurásico Superior Tithoniano). Las fallas normales se localizan en los altos estructurales, es decir, en los anticlinales.

La configuración estructural de la cima de la Brecha (BTPKS) del campo Ku, tiene características de un sistema de falla de deslizamiento a rumbo. Se tiene una trampa para el Cretácico Superior y Paleoceno de tipo estructural, mientras que para el Terciario, la trampa es tanto estratigráfica como estructural.

El origen de estas estructuras junto con Kutz, forma parte de una zona regional de corte lateral derecho, resultado de esfuerzos tectónicos compresionales, afectando desde el Jurásico hasta el Eoceno. Esta deformación estructural está relacionada con los eventos tectónicos del Cretácico – Terciario y el evento Orogénico Mioceno-Plioceno. La acción de las fuerzas de compresión y/o tensión que determinan la estructura, están relacionadas a los movimientos de los elementos tectónicos Plataforma de Yucatán y Macizo Granítico de Chiapas.

Con la interpretación de las líneas sísmicas en el área del campo Ku, se observa que la Brecha (BTPKS) tiene una forma estructural de un anticlinal. La estructura está limitada por una falla normal, activada durante el Jurásico Superior Kimmeridgiano.

En el Cretácico se han formado pequeñas fallas inversas en el interior del campo Ku. Al oriente se observa una serie de bloques divididos por fallas normales que afectan al Jurásico Superior Tithoniano, asociadas a esfuerzos tectónicos extensionales, que ocurrieron durante la apertura del Golfo de México.

La cima del anticlinal de Ku presenta fallas normales con rumbo NW - SE, Estas fallas tienen saltos del orden de los 50 a 100 m., y van disminuyendo hacia el límite de la estructura, las fallas normales son generadas por esfuerzos de tensión con dirección NW y SE. La estructura de Kutz localizada al sur de Ku, corresponde a un bloque pequeño atrapado en la zona de cizalla con forma que asemeja una elipse rotada.

Se puede distinguir fallas de tipo regional o local, por ejemplo, una zona regional de cizalla o desplazamiento lateral derecha, que abarca las estructuras de Ku, Kutz, Zaap, Maloob y Ceeh. Se considera que el campo Ku representa una estructura más madura que la de los campos Zaap y Maloob.

NÚMERO DE CAMPOS Y POZOS

En la actualidad este activo se conforma por los campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum, los cuales toman su nombre en honor a la cultura maya que predominó en la zona de Campeche y Yucatán. En lengua maya su significado es el siguiente:

Ku: NidoMaloob: BuenoZaap: BrazaBacab: ColumnaLum: Tierra

Y 9 campos con reservas remanentes pero que no están en producción:

AyatsilBakshaKayabNabNumánPitPohpTsonZazil-Ha

Ku, Maloob y Zaap son los principales campos del activo de producción Ku-Maloob-Zaap.

Durante el desarrollo de los Campos Ku Maloob y Zaap, se han perforado más de 180 pozos, de los cuales 2 pozos han cortado una columna sedimentaria desde el reciente hasta el Jurásico superior Oxfordiano. Se han encontrado 8 yacimientos, los cuales corresponden en Ku, Maloob y Zaap a los carbonatos dolomitizados y fracturados del Jurásico superior Kimmeridgiano, la brecha de carbonatos del Paleoceno inferior y Cretácico superior, y las arenas carbonatadas del Eoceno medio motivo de este estudio. Este tipo de rocas tienen una trampa estructural de tipo estratigráfica-estructural. Del total de pozos perforados en el activo más de 90 han cortado el Cuerpo Calcáreo del Eoceno medio. Los cuales se analizaron biosedimentológicamente en muestras de canal y núcleo, laminas delgadas, registros de imágenes; definiéndose 3 unidades litoestratigraficas correspondientes a arenas calcáreas.

Espesor de la ventana por campo.

Campo Espesor (metros)Máx. Min.

Ku 272 263Maloob 557 188Zaap 541 256

Pozos Operando

Prom. 2000-2007

2008 2009 2010 2011 2012

Pozos Operando

54 121 133 140 142 153

Cierre y reapertura de pozos cíclicos 2012

Concepto Enero Feb Marzo Abril Mayo Junio Julio TotalCierres 0 2 2 1 2 4 2 13Reaperturas 1 2 2 4 1 2 1 13

Los pozos cíclicos son aquellos que presentan una alta RGA, un alto % de agua o problemas de presión, y por ello son cerrados para repararse y reabrirse más adelante.

Terminaciones y Reparaciones Mayores de pozos 2012

Actividad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul TotalTerminaciones

0 0 0 1 0 2 2 5

Rep. Mayores 2 4 3 5 1 1 2 18

Distribución de pozos operando durante el mes de julio de 2012 y su distancia respecto al contacto Gas-Aceite promedio en cada campo.

PRODUCCIÓN

En los últimos seis años se han invertido cerca de 130 mil millones de pesos en el sistema de campos de Ku Maloop Zap (KMZ) con el propósito de estabilizar su producción en unos 850 mil barriles diarios, revertir la caída de Cantarell y mantener la presión con inyección de nitrógeno y gas natural.

Los trabajos de recuperación secundaria y terciaria permitieron que en 2011 se mantenga el complejo con una producción de 850 mil barriles por día y se mantiene como el principal proveedor de petróleo del país.

Los planes que se tienen para el complejo Ku-Maloob-Zaap (KMZ), es que además de mantener su plataforma de producción, los procesos que se usen en la zona mejoren las recuperaciones que son secundarias.

PEP informó que planea mantener la presión de los principales yacimientos mediante la inyección de 650 millones de pies cúbicos por día de nitrógeno y administrar la producción de los pozos para lograr un avance controlado de su explotación.

Además buscan asegurar el flujo de crudo pesado mediante la ejecución de proyectos específicos de bombeo electrocentrífugo y multifásico, para reducir el consumo de gas de bombeo neumático. La inyección de nitrógeno aumenta la presión y lo se espera es mantener un nivel por arriba de los 800 mil barriles diarios.

Ahora, con las mejoras realizadas, la prospectiva que se tiene es que PEP mantenga esta plataforma de producción en 850 mil barriles al día hasta el primer trimestre de 2017 y lograr un nivel de aprovechamiento de gas de cerca al 98%.

Debe recordarse que el nivel máximo de producción fue de 890 mil barriles diarios en el año 2010.

Ku-Maloob-Zaap es el segundo grupo de campos más importante de México por su nivel de reservas remanentes y es considerado como un campo súper gigante por la magnitud de reservas originales totales, que superan los 8 mil 254 millones de barriles de crudo equivalente.

Producción Observada

CamposKu,

Maloob y Zaap

Prom.2000-2007

2008 2009 2010 2011Prom. 2012

Aceite (mbd)

324 702 801 829 836 846

Gas (mmpcd)

167 272 326 330 327 327

Agua (mbd)

0.0 1.5 1.6 1.2 1.2 1.3

Producción Observada y pozos operando por campo

CAMPO KU

CAMPO MALOOB

CAMPO ZAAP

Factores de Recuperación

En el Activo Ku-Maloob-Zaap, el campo Ku tiene un factor de recuperación de 44.7 por ciento. Por otro lado, los campos Bacab, Zaap y Maloob presentan factores de recuperación de 16.7, 5.8 y 4.9 por ciento respectivamente.

El nivel tan bajo de factor de recuperación en otros campos de Ku-Maloob-Zaap se explica porque los campos Maloob y Zaap apenas se empiezan a producir a ritmos mayores, por lo que su factor de recuperación aumentará considerablemente en los próximos años.

RESERVAS

Ayatsi

lBaca

b

Baksh

a

Chapab

il

Kayab Ku

Lum

Maloob

Nab

Numan PitPohp

Teke

lTso

nUtsi

lZa

ap

Zazil-

Ha0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

Reserva Remanente de Aceite (mmb)

1P2P3P

Ayatsi

lBaca

b

Baksh

a

Chapab

il

Kayab Ku

Lum

Maloob

Nab

Numan PitPohp

Teke

lTso

nUtsi

lZa

ap

Zazil-

Ha0

1,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000

Volumen Original Total 3P

Aceite (mmb)Gas (mmmpc)

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

En 2009 se inyectó Nitrógeno para aumentar la producción la cual fue de 864 mdb en ese año. En agosto del 2010 su producción alcanzó niveles que superaron a la producción de Cantarell.

Del 2005 a la fecha en el campo Zaap se tienen operando pozos con un sistema hibrido de operación independiente, con el BEC como sistema artificial principal y el BNC como secundario.

Derivado de las características originales de los campos que son productores en la formación Cretácico de Aceites Pesados y Extrapesados en los que la presión original y características del yacimiento no es suficiente para que el aceite llegue a la superficie por sí solo, se determinó que el Sistema Artificial de Bombeo Electrocentrífugo es la opción adecuada para levantar los fluidos de los Pozos productores de crudo extrapesado.

Se realizó prueba de BEC en el campo Maloob BTP-KS en octubre de 1992 en los pozos Ku-427 y Ku-445 obteniéndose producciones del orden de 7,920 y 8,900 BPD respectivamente. El tiempo de vida alcanzado en ambos pozos fue de 11 y 31 días.

Proyecto Año de Inicio del Proyecto de Inyección

Volumen Promedio de N2

Inyectado (MMpcd)Cantarell 2000 1,200

Ayatsi

lBaca

b

Baksh

a

Chapab

il

Kayab Ku

Lum

Maloob

Nab

Numan PitPohp

Teke

lTso

nUtsi

lZa

ap

Zazil-

Ha0

100

200

300

400

500

600

700

800

Reservas Remanente Gas (mmmpc)

1P2P

KU MALOOB ZAAP 2007 120Jujo-Tecominoacán 2007 90Antonio J. Bermúdez 2008 190

Pemex tiene actualmente operando cuatro proyectos en los cuales tiene operando procesos de mantenimiento de presión principalmente mediante la inyección de nitrógeno: Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Jujo-Tecominoacán y Complejo A. J.Bermúdez.

Según estimaciones de PEMEX, aproximadamente el 50% del volumen original hidrocarburos del país se encuentra en yacimientos de alta complejidad, es decir, de baja permeabilidad y porosidad.

De los principales métodos de recuperación mejorada PEP ha identificado algunos campos en los que se podrían aplicar estas tecnologías.

En el año 2011, PEP planea iniciar 11 pruebas piloto, en 19 campos con el objeto de entender claramente como estas tecnologías se comportan en los campos mexicanos. Esto como parte de una Estrategia de Recuperación Mejorada.

Proyectos piloto de recuperación mejorada

Campos Análogos Proyectos PilotoMaloob-Zaap Zaap Inyección de CO2 en Zaap

Se requiere de mayores estudios para analizar qué tipos de métodos de recuperación mejorada, se pueden implementar en los campos mexicanos. Existe una gran cantidad de recursos que mediante la aplicación de métodos de recuperación mejorada pueden, por una parte, aumentar las reservas del país y por otra, mejorar la producción de los campos.

Como parte de la estrategia para el incremento de producción se emplea en el Activo la metodología VCD (Visualización, Conceptualización y Definición) para evaluar oportunidades para nuevos pozos y candidatos a reparación mayor.

Entre las alternativas estudiadas en el AIKMZ para el incremento de producción mediante pozos nuevos, una de las más exitosas consiste en perforar pozos no-convencionales, específicamente, pozos altamente desviados, horizontales y multi-laterales. En el 2009 se propusieron empleando la metodología VCD un total de 17 pozos no-convencionales, los cuales han resultado en un total de 120,000 barriles netos por día para el AIKMZ de PEMEX.

PROBLEMÁTICA

A pesar de superar la producción de Cantarell en el 2010, hay dos problemas relacionados con el campo Ku Maloob Zaap:

El aceite producido es más pesado que el producido en Cantarell. La calidad del aceite y la producción podría perderse por la intrusión de agua y

sal al yacimiento.

En un esfuerzo por combatir de manera anticipada a invasión de agua, un problema que ha disminuido en gran mediada la producción de Cantarell, PEMEZ estableció instalaciones de separadores de agua en Ku Maloob Zaap. Adicionalmente la compañía empezó la inyección de nitrógeno en el yacimiento muy temprano en la producción.

Sin embargo, ese método ha sido cuestionado por especialistas, quienes consideran que el nitrógeno contamina el campo, reduce la productividad y adelanta el proceso de declive de los yacimientos.

Para Pemex utilizar nitrógeno es el método más económico y óptimo, por eso mantiene un contrato de suministro para el programa de mantenimiento de presión. De acuerdo con los resultados financieros correspondientes a los primeros nueve meses de este año que presentó Pemex, al 30 de septiembre pasado el valor estimado de los contratos para la inyección de nitrógeno en Cantarell y KMZ, durante su vigencia, asciende a 16 mil 938 millones 206 mil pesos y 18 mil 389 millones 850 mil pesos, respectivamente.

En caso de rescisión del contrato, dependiendo de las circunstancias, Pemex tiene el derecho u obligación de adquirir al proveedor la planta de nitrógeno.

CONCLUSIONES

La Sonda de Campeche ha sido la zona mas prolifera de producción de hidrocarburos en México. Desde el descubrimiento de Cantarell está zona se convirtió en la líder de la producción nacional.

Con el inicio del declive de Cantarell en 2004, Ku Maloob Zaap se alzó como el futuro sucesor del campo más grande descubierto en México. En 2009 KMZ logró superar la producción de Cantarell, para muchos fue la prueba de que KMZ venia a salvar la producción en México, pero la realidad de esto es que la producción de KMZ nunca podrá compararse a la que genero Cantarell en sus mejores años.

Otro punto que se puede diferenciar entre estos dos campos es la densidad API del aceite, aun cuando el grado API producido en Cantarell es bajo el que se produce en KMZ lo es aun mas.

Estos detalles son los que dejan en claro que KMZ puede ayudar a incrementar la producción pero solo porque el declive de Cantarell es cada vez mayor y no por que el campo sea comparable con él.

Tomando en cuenta que en Ku Maloob Zaap ya se están aplicando mecanismos para mejorar la producción es otro detalle a considerar. La recuperación que se aplica a los campos del Activo Integral Ku Maloob Zaap no son los más adecuados para lograr tener una mejor recuperación de los recursos del subsuelo. Como en la gran mayoría de los campos en los que se aplica recuperación secundaria o mejorada, los yacimientos no son estudiados realmente para ver cual es la opción más viable para optimizar la producción sino que los mecanismos se aplican a modo de prueba y error. Tal es el caso de Cantarell, donde se aplicó recuperación por inyección de nitrógeno cuando este mecanismo no era el apropiado, esta es la misma situación

que se presenta ahora en Ku Maloob Zaap. La inyección de nitrógeno ha resultado en daños a los yacimientos a largo plazo, contaminándolos y aumentando los costos para la producción. La implementación de este mecanismo parece deberse a que PEMEX tiene que consumir el nitrógeno que contrato antes de llevar a cabo los estudios pertinentes en los yacimientos.

En conclusión, ciertamente las reservas presentes en Ku Maloob Zaap son grandes y son el nuevo sostén de la producción de hidrocarburos en México pero si la explotación de este activo sigue como hasta el momento el declive estará más cerca de lo predecible. Los yacimientos mexicanos necesitan un estudio mas detallado de sus características y condiciones para tener un mejor aprovechamiento y una vida mas larga a los recursos.

La inversión en exploración es urgente para enfrentar la crisis energética actual. Si México no invierte en el estudio de sus yacimientos el aprovechamiento de estos recursos limitados no será el adecuado.

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