Extraerá Jaguar gas húmedo en Veracruz

Redacción / Energía a Debate (con información de agencias)

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó este día el Plan de Desarrollo de la empresa mexicana Jaguar Exploración y Producción, para extraer durante los próximos tres años 0.33 mil millones de pies cúbicos de gas (mmmpc) en el estado de Veracruz, con una inversión estimada de 650 millones de dólares (mdd).

El plan está asociado al contrato CNH-R02-L03-VC-02/2017, bajo la modalidad de licencia, mismo que refiere al área contractual terrestre que ocupa con sus 251.35 kilómetros cuadrados (km₂) parte de los municipios de Soledad de Doblado, Cotaxtla y Manlio Fabio Altamirano, a 25 kilómetros de la ciudad de Veracruz.

“Las causas que justifican el Plan de Desarrollo se deben a la conclusión de la vigencia de la modificación del Programa de Transición con el que cuenta el Operador actualmente, la presentación de un Plan de Desarrollo Multianual, y la continuidad operativa”, explicó la Comisión bajo la presidencia de Rogelio Hernández Cázares.

La CNH detalló que Jaguar presentó dos alternativas de desarrollo, de las cuales optó por la número 1. En esta, el alcance del plan al límite económico del área considera un volumen a recuperar 0.33 mmmpc durante el periodo 2021-2023; además de incluir actividades de continuidad operativa, como el abandono de cinco pozos y cuatro líneas de descarga en el año 2024.

El programa tendrá un costo total de 650.0 mdd, de los cuales 320 serán para gasto de operación y 330 mdd para los gastos de abandono, a erogarse en el año 2024.

En su 28ª sesión extraordinaria, el órgano de gobierno de la Comisión también avaló la modificación de la autorización otorgada a Pemex Exploración y Producción (PEP) para la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Saap-1EXP.

“El Pozo Exploratorio en Aguas Someras Saap-1EXP forma parte de las actividades del Escenario Base de la modificación al Plan de Exploración, aprobada por la CNH en la Resolución CNH.13.001/2020, del 6 de octubre de 2020”, expuso el organismo.

Agregó que esta modificación deriva de problemáticas presentadas durante la perforación de un ‘sidetrack’, esto es, la perforación de un pozo secundario lejos del pozo principal.

Así, con el fin de alcanzar la profundidad total programada, PEP propuso perforar dos etapas adicionales a las originalmente planteadas, lo que le permitirá continuar con la perforación de manera segura y considerando los márgenes de presión que se observan dentro de la ventana operativa.

Abundó que el objetivo geológico del Pozo se ubica en el Pleistoceno 1, en los 1,480-1,730 metros verticales bajo mesa rotaria (mvbmr), y en el Pleistoceno 2, en los 1,910-2,010 mvbmr, y considera una trayectoria direccional tipo “J”.

La profundidad programada total será de 2,050 mvbmr / 2,277 mdbmr y el hidrocarburo esperado es aceite ligero, mientras que los recursos prospectivos se estiman en 23 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico del 30%.

Los costos programados, agregó la Comisión, incluyendo los originados por la modificación, son por 55.6 mdd: 26.2 más 17.9 mdd para la perforación y 11.5 mdd para la terminación.