| | Oaxaca de Juárez |
Lunes 25 de noviembre, 2024.
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Oaxaca.-El regulador mexicano del segmento upstream, CNH, autorizó planes costa afuera y costa adentro propuestos por la filial Pemex Exploración y Producción (PEP) de la petrolera estatal Pemex, los cuales representan inversiones por US$800 millones.
CNH autorizó a PEP a realizar la transición de la asignación AE-0151-M-Uchikil en el campo Pokche a la etapa de desarrollo. El costo total asciende a US$268 millones, de los cuales US$237 millones se destinarán a inversiones, US$27,2 millones a gastos operacionales y US$3,8 millones a otros costos.
Ubicado en aguas poco profundas frente a la costa del estado de Tabasco, en el golfo de México, Pokche se encuentra entre los 20 campos prioritarios de Pemex, fundamentales para los planes del gobierno de reactivar su decreciente producción.
Los campos prioritarios de petróleo y gas de Pemex debían producir 300.000b/d a fines de 2021 para que la empresa pudiera cumplir con sus metas de 2022, advierte un reciente estudio de BBVA.
Sin embargo, la meta de producción de crudo en los 20 campos prioritarios "luce muy complicada de alcanzarse", dijo recientemente a BNamericas Gonzalo Monroy, director gerente de la consultora energética GMEC. "Dependerá también de cómo les vaya con la declinación [de las reservas]".
El plan aprobado contempla perforar cuatro pozos en el área de 1.108km2, además de producir en tres pozos perforados durante el período exploratorio en los cuales las reservas acumuladas se estiman en 7,1 millones de barriles (Mb) de crudo y 13,8 millones de pies cúbicos de gas.
Si bien el apoyo al plan fue unánime, PEP fue llamada a aprender de los fracasos en el desarrollo de un pozo en el campo Xanab, que sufrió una significativa invasión de agua.
EXPLORACIÓN
La CNH también autorizó planes exploratorios para asignaciones costa adentro en el estado de Veracruz, que abarcan las áreas AE-0186-Llave 3, AE-0187-Llave 4, AE-0188-Llave 5 y AE-0189-Llave 6.
Fuente: CNH / PEP
PEP pretende incorporar recursos hidrocarburíferos con asignaciones que podrían continuar desde las formaciones cretácicas ya establecidas que bordean los bloques. Según el contrato de asignación original de marzo de 2021, Pemex tiene tres años para explorar el área y 30 años para recuperar los recursos.
AE-0186-Llave 3 se adentra en el estado de Oaxaca y abarca una superficie de 1.030km2. PEP planea realizar estudios exploratorios, adquisición y procesamiento de sísmica y posiblemente perforar los pozos Abari-1EXP y Konetl-1EXP.
El escenario base implica una inversión de US$98,3 millones y un pozo exploratorio único denominado Abari, mientras que el plan incremental, valorado en US$129 millones, incluiría también la perforación del pozo Konetl.
En el área AE-0187-Llave 4, de 743km2, Pemex planea realizar estudios exploratorios, adquisición y procesamiento de sísmica y perforar hasta cuatro pozos.
El escenario base incluye adquisición de sísmica, reprocesamiento de sísmica, cuatro estudios exploratorios y la perforación del prospecto Tsulaka-1EXP. La inversión alcanzaría US$27,6 millones.
El escenario incremental contempla adquisición de sísmica, reprocesamiento de sísmica, cinco estudios exploratorios y la perforación de los pozos exploratorios Machitli-1EXP, Machitli-1EXP e Iknitl-1EXP. La inversión ascendería a US$137 millones.
PEP estima que los recursos de Llave 3 y Llave 4 podrían sumar a las reservas 47,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (Mbep) adicionales.
La asignación costa adentro AE-0188-Llave 5, con una superficie 909km2, también se adentra en Oaxaca.
Pemex planea estudios exploratorios, adquisición y procesamiento de datos sísmicos y la perforación de dos pozos exploratorios.
El escenario base incluye adquisición de sísmica, reprocesamiento de sísmica, cinco estudios exploratorios y la perforación del prospecto Chantli-1EXP, con una inversión de US$24,4 millones.
En el escenario incremental, PEP propone adquisición de sísmica, reprocesamiento de sísmica, tres estudios exploratorios y la perforación del prospecto Obba-1EXP, con una inversión de US$112 millones.
PEP estima que podría incorporar 16,3Mbep con los dos prospectos.
La asignación terrestre AE-0189-Llave 6 abarca 899km2. PEP planea estudios exploratorios, adquisición de sísmica, procesamiento de sísmica y la perforación de pozos exploratorios.
El escenario base, que estima una inversión de US$20,8 millones, incluye adquisición de sísmica, reprocesamiento de sísmica, una prueba de metodología VCD (visualización, conceptualización y definición), un estudio exploratorio y la perforación del prospecto Makum-1EXP.
En el escenario incremental, PEP invertiría US$152 millones en perforaciones adicionales en los prospectos Malaki-1EXP, Teopan-1EXP y Mancana-1EXP.
La filial de Pemex apunta a la posibilidad de incorporar nuevos recursos por un total de 22,5Mbep.
Con información de bnamericas.com
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