Aprueba la CNH planes petroleros de PEP y Cheiron-PEP

Redacción / Energía a Debate

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó ayer un cambio en el plan de desarrollo del contrato petrolero CNH-A3.Cárdenas-Mora/2018, que es desarrollado por Petrolera Cárdenas-Mora, la alianza (farmout) constituida por la compañía egipcia Cheiron Holdings y Petróleos Mexicanos (Pemex).

En la 74ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno, la CNH dio su visto bueno al cambio en el plan de trabajo, que prevé mantener la producción actual con reparaciones menores, incrementar producción con la perforación de tres pozos y optimizar recursos para hacer más eficiente el costo por barril, especialmente en el manejo de gas. Los tres pozos se perforarán en 2020, 2021 y 2023.

El costo total de la modificación al plan asciende a 1,029 millones de dólares, de los cuales la inversión representa 127 mdd, mientras que el gasto de operación se elevó a 902 millones, que es 95 millones más que en el plan original.

La modificación al plan pretende extraer reservas 34.7 millones de barriles de aceite crudo de 39 grados API y 78,520 millones de pies cúbicos de gas natural.

El contrato incluye dos campos (Cárdenas y Mora) con una superficie contractual de 168.1 kilómetros cuadrados. El porcentaje de participación es de 50% para Cheiron y 50% para Pemex, si bien Cheiron aporta la inversión en un primer momento.

Asimismo, en su 74ª Sesión Ordinaria, el Órgano de Gobierno de la CNH aprobó Planes de Exploración presentados por Pemex Exploración y Producción (PEP) para las Asignaciones: AE-0157-Chalabil, AE-0159-Chalabil, AE-0121-Tampico Misantla, AE-0123-Tampico Misantla y AE-0125-Llave, cuyos títulos de Asignación fueron emitidos por la Secretaría de Energía el 28 de agosto de 2019.

Con estos cinco planes, ya son 17 planes aprobados de los 42 que PEP ha presentado a la CNH desde el 9 de septiembre de 2019.

“Si se toman en consideración los prospectos del escenario base y el escenario incremental, en estas 17 Asignaciones se consideran 82 prospectos exploratorios a perforar (25 para el escenario base y 57 para el escenario incremental)”, informó el órgano regulador.

El total de los recursos prospectivos calculados para dichos prospectos es de 4,686 mmbpce (sin considerar riesgo), y en caso de éxito de los 82 prospectos se considera un volumen total de 1,420 mmbpce como posible reserva a incorporar, para el periodo de 2019 a 2023. Dentro de estas 17 Asignaciones se encuentran las 10 que Pemex ha establecido como prioritarias.

Para referencia, se ofrece la información divulgada por la CNH sobre las 5 Asignaciones aprobadas ayer:

1. La Asignación AE-0157-Chalabil, tiene una superficie de 810.58 km² y se localiza en aguas someras, dentro de la Plataforma continental del Golfo de México, frente a la costa del estado de Campeche, en la provincia petrolera Cuencas del Sureste. El objetivo del Plan es evaluar el potencial petrolero en los plays Cretácico y Jurásico Medio-Inferior (Pre-sal) dentro del área, así como la visualización y generación de nuevos prospectos exploratorios. Para la Asignación AE-0157-Chalabil se estima una incorporación de recursos de hidrocarburos en los plays Cretácico y Jurásico Medio-Inferior (Pre-sal) de 33.65 mmbpce considerando el escenario base y el escenario incremental. Asimismo, se proyecta una inversión entre 91.7 y 133.2 mmUSD.
2. La Asignación AE-0159-Chalabil se ubica en aguas someras, dentro de la Plataforma continental del Golfo de México, frente a la costa del estado de Campeche, pertenece a la provincia petrolera Cuencas del Sureste y tiene una superficie de 550.48 km². El objetivo del Plan Evaluar el potencial petrolero en el play Cretácico y buscar la continuidad del play Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK) dentro del área, así como la visualización y generación de nuevos prospectos exploratorios. Para la Asignación AE-0159-Chalabil se estima una incorporación de recursos de hidrocarburos en los plays Cretácico y JSK de 18.49 mmbpce, considerando el escenario base y el escenario incremental. Se proyecta una inversión entre 89.9 y 132.6 mmUSD.
3. La Asignación AE-0121-Tampico Misantla, se ubica en el estado de Veracruz al centro-este de la República Mexicana en la porción oeste de la Cuenca Tampico Misantla y tiene una superficie de 633.09 km². El objetivo del Plan consiste en dar continuidad a las actividades de exploración, incorporar recursos de hidrocarburos en el play del JSK y evaluar el potencial de los plays hipotéticos. Para la Asignación AE-0121-Tampico Misantla se estima una incorporación de recursos de hidrocarburos en el play JSK, 22 mmbpce considerando ambos escenarios operativos y se proyecta una inversión entre 11.9 y 22.2 mmUSD.
4. La Asignación AE-0123-Tampico Misantla, se ubica en el estado de Veracruz al centro-este de la República Mexicana en la porción norte de la Cuenca Tampico Misantla y tiene una superficie de 298.12 km². El objetivo del Plan es dar continuidad a las actividades de exploración, incorporar recursos de hidrocarburos en el play del JSK, y evaluar el potencial de los plays hipotéticos. Para la Asignación AE-0123-Tampico Misantla se estima una incorporación de recursos de hidrocarburos en play JSK, 3 mmbpce y se proyecta una inversión entre 36.9 mmUSD.
5. La Asignación AE-0125-Llave, se localiza en el estado de Veracruz, a 55 km al Sur del puerto de Veracruz, comprendiendo parte de los municipios de Tierra Blanca, Cosamaloapan y Tres Valles, en la Cuenca de Veracruz, y tiene una superficie de 740.55 km². El objetivo del Plan consiste en dar continuidad a las actividades de exploración, incorporar recursos de hidrocarburos en los plays establecidos del Cretácico y Terciario, así como evaluar el potencial de los plays hipotéticos. Para la Asignación AE-0125-Llave se estima una incorporación de recursos de hidrocarburos en los plays Eoceno y Cretácico de 149 mmbpce considerando el escenario base y el escenario incremental. La proyección de inversión es entre 150.9 y 225.9 mmUSD.