Aprueban a Pemex programa de evaluación en Tabasco

En el marco de la 10ª Sesión Ordinaria del 2021, el Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó y tomó conocimiento de los siguientes asuntos:

1. Aprobación del Programa de Evaluación presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) referente al descubrimiento Racemosa-1EXP, asociado a la Asignación AE-0142-2M-Comalcalco.

La Asignación se localiza geográficamente en el estado de Tabasco, entre los municipios Nacajuca y Centro, en la provincia geológica Pilar Reforma Akal, correspondiente a la provincia petrolera Cuencas del Sureste, con una extensión total de 1,017.43 km². El área de evaluación correspondiente al descubrimiento Racemosa-1EXP, de esta Asignación, contempla un área de evaluación preliminar de aproximadamente 86.77 km².

El pozo Racemosa-1EXP fue perforado al amparo del Plan de Exploración aprobado para la Asignación mediante la Resolución CNH.E.66.007/19 de 13 de noviembre de 2019. El 17 de marzo de 2021, PEP notificó a la CNH el descubrimiento de hidrocarburos de 45.3°API, mismo que fue ratificado por la CNH el 6 de mayo de 2021 mediante oficio 240.0505/2021.

El objetivo del Programa de Evaluación consiste en reducir la incertidumbre en la estimación de los volúmenes originales de 273 MMb del Campo Racemosa a nivel Cretácico, lo anterior a través de la perforación de un pozo delimitador y pruebas de alcance extendido (PAE), para definir la continuidad lateral y vertical del yacimiento.

El Asignatario propone desarrollar una estrategia bajo un escenario operativo único, para realizar las siguientes actividades: i) Perforación de un pozo delimitador (Racemosa-1DEL); ii) Realizar dos PAE en los pozos en los pozos Racemosa-1EXP y Racemosa-1DEL; iii) Realizar una Prueba de Presión-Producción convencional (PPP); iv) Realizar reprocesado sísmico en 620 km², y v) Realización de un Estudio.

El Programa de Inversiones del Programa de Evaluación, en el periodo 2021-2022, correspondiente al descubrimiento Racemosa-1EXP asciende en total a 41.8 MMUSD.

2. Acuerdo por el que se designa al Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos (CONCNH), así como a su suplente e instruye la instalación y formalización del Comité.

El Órgano de Gobierno de la CNH designó al Comisionado, Dr. Héctor Moreira Rodríguez, como Presidente del Consultivo Nacional de Normalización de Actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos (CONCNH), y como su suplente al Comisionado Dr. Néstor Martínez Romero.

Asimismo, con fundamento en el artículo 5, numeral 1 de las Reglas de Operación del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos (CONCNH), se designó al Secretario Ejecutivo de la CNH, Lic. Fernando Ruiz Nasta, como Secretario Técnico del CONCNH.

Con las designaciones anteriores, se instruyó a la Secretaría Técnica para convocar a las dependencias, organizaciones de industriales, comerciantes, centros de investigación científica o tecnológica y colegios de profesionales contemplados en el Anexo I de las Reglas de Operación, para ser vocales acreditados ante el Comité Consultivo, para la instalación y formalización del CONCNH.

Cabe recordar que mediante acuerdo CNIC 4/4SO/2021 del 7 de septiembre del 2021, la Comisión Nacional de Infraestructura de la Calidad (CNIC), autorizó la creación del CONCNH.

Asuntos para conocimiento.

3. Informe sobre Perforación de Pozos de Desarrollo, correspondiente al tercer trimestre de 2021.

En el periodo julio-septiembre del 2021, se presentaron 48 Avisos de perforación de Pozos de Desarrollo, 28 de ellos terrestres (58%) y 20 marinos (42%). Del total de 48, PEP dio aviso de 42 (88 %). El restante 12% se distribuyó entre cinco operadores: dos de DWF; Eni, Hokchi, Pantera y SMB, un aviso cada uno.

La producción pronosticada en los 48 pozos en el periodo informado asciende en total a 99.8 Mbd de aceite y a 152.6 MMpcd de gas. De esas cifras, la producción pronosticada en los 28 pozos terrestres se estima en 24.0 Mbd de aceite y 110.2 MMpcd de gas, mientras que en los 20 pozos marinos se pronostica una producción de 75.8 Mbd de aceite, y 42.4 MMpcd de gas. La mayor producción pronosticada se dio en Asignaciones de Pemex con 89.5 Mbd de aceite, y 144.7 MMpcd de gas.

De manera preliminar, en el trimestre julio-septiembre del 2021, la inversión total en los 48 pozos ascendió 18 mil 900 millones de pesos (MM MXN), es decir, alrededor de 918 MMUSD.

Por otro lado, se informó al Órgano de Gobierno que en el periodo en cuestión se presentaron 50 informes posteriores a la terminación, correspondientes a 29 pozos terrestres y 21 marinos. El 58% de los informes correspondió a PEP, y el 48% se distribuyó entre otros cinco Operadores: Diavaz, Servicios Múltiples de Burgos (SMB), Fieldwood, Hokchi, y Eni. Destaca el hecho de que el 100% de los pozos terrestres (29) y el 95% de los pozos de aguas someras (20) fueron productores de aceite y gas, respectivamente.

En los primeros nueve meses del 2021 se presentaron en total 126 avisos de perforación de Pozos de Desarrollo, 80% de los cuales correspondieron a PEP y el restante 20% a otros ocho Operadores petroleros. De los 126 pozos, son 64 terrestres y 62 marinos, con una producción pronosticada de 269.1 Mbd de aceite y 357.1 MMpcd de gas, con una inversión total preliminar de 44.6 miles de millones de pesos.

Finalmente, se informó que entre enero y septiembre del 2021 se presentaron 111 Informes posteriores a la Terminación de Pozos, 48 de pozos terrestres y 63 marinos, cuya producción de aceite se pronosticó en 264 Mbd y la real fue de 308 Mbd, mientras que la producción de gas se pronosticó en 255 MMpcd y fue de 300 MMpcd. En los 48 pozos terrestres se estimó una inversión preliminar por 5.7 miles de millones de pesos (MMM MXN) y la inversión real fue de 6.3 MMM MXN; mientras que en los 63 pozos marinos la inversión preliminar fue por 34.2 MMM MXN y la real fue de 38.2 MMM MXN.

4. Informe sobre ratificación de descubrimientos, correspondiente al tercer trimestre de 2021.

En el periodo julio-septiembre del 2021, se reportaron en total siete descubrimientos: cuatro en Asignaciones y tres en Áreas Contractuales. Por lo que respecta a las Asignaciones, dos fueron en aguas someras de las Cuencas del Sureste: Copali-1EXP (AE-0148-2M-Uchukil), y Saap-1EXP (AE-0152-M-Uchukil); y dos fueron en Asignaciones terrestres: uno en la Cuenca de Veracruz, Tum-1EXP (AE-0124-Llave), y uno en la Cuenca Tampico-Misantla, Chawila-1EXP (AE-0385-4M-Soledad).

Por lo que respecta a descubrimientos en Áreas Contractuales, los tres en áreas terrestres: Jamalem-1EXP del Contrato CNH-R02-L03-CS-04/2017, y dos en la Cuenca de Burgos: Tenoch-1EXP del Contrato CNH-R02-L02-A4.BG/2017), y Las Prietas-1EXP del Contrato CNH-R02-L03-BG-03/2017.

Cuatro descubrimientos fueron de aceite ligero superior a los 23 °API (Copali, Saap, Chawila y Jamalem); dos de gas y condensado (Tum y Tenoch), y uno de gas húmedo (Las Prietas).

Cabe destacar que, en el tercer trimestre del 2021, el volumen de recursos incorporado, 436.98 MMbpce, fue 1.35 veces mayor en relación con el volumen incorporado en el mismo periodo del 2020, 324 MMbpce.