EMGS Sea Bed Logging realizará ARES en el Golfo de México Profundo
24
Feb
Enviado por: Insight
Categoria:
Energía Insight, Noticias, Oil & Gas
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En el marco de la 14ª Sesión Extraordinaria de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno aprobó la solicitud para la Obtención de Datos Electromagnéticos del Subsuelo, que tiene por objetivo la Adquisición, procesado inversión e interpretación de datos electromagnéticos, en un área de 12,845 km² en aguas del Golfo de México en la Provincia Petrolera Golfo de México Profundo, frente a las costas de Veracruz.
De acuerdo a la solicitud presentada, se trata de un proyecto con 12 meses y 25 días de duración con tres áreas de estudio en 984 km² cada uno: Programa de Adquisición de Datos de Campo, Programa de Procesamiento/Inversión de Datos EM 3D, y Programa de Interpretación de Datos EM 3D.
El Órgano de Gobierno autorizó la realización del Proyecto, ya que el solicitante cumple con los requisitos de las Disposiciones del caso, y los estudios a realizar aportarán información nueva para apoyo a la exploración de hidrocarburos en México, incentivando el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país.
Otras aprobaciones que se dieron en el marco de esta sesión se enlistan a continuación:
Se trata de un Contrato en la modalidad de Licencia, ubicado en el estado de Tabasco, dentro del municipio de Macuspana, en la Provincia de las Cuencas del Sureste. El Área Contractual tiene una superficie de 148.19 km².
La Comisión aprobó este Plan de Exploración a través de la resolución CNH.E.25.014/19 del 21 de mayo de 2019. El objetivo del Plan consiste en evaluar áreas prospectivas asociadas a las Formaciones Amate Superior, Amate Inferior, así como en los horizontes de edad Mioceno Inferior, mediante el reprocesamiento de información sísmica, la realización de estudios exploratorios y la perforación de prospectos exploratorios.
La modificación del Plan considera la ejecución de actividades en dos escenarios Operativos (Base e Incremental), actualizando el tipo e incremento de actividades a realizar, la sustitución de los cuatro prospectos exploratorios aprobados en la resolución CNH.E.25.014/19, por cuatro en el Escenario Base (Yaxkin-1EXP, Nuscaa-1EXP, Puuc-1EXP, y Kinkan-1EXP), y dos en el Escenario Incremental (Ikal-1EXP, y Kuxtla-1EXP), lo anterior, derivado de la ejecución de diversos estudios exploratorios realizados por el Contratista donde se vislumbran áreas con prospectividad.
De resultar exitosa la perforación de los prospectos del Escenario Base, podrían incorporarse recursos de hidrocarburos en el orden de 72.1 MMbpce; y de 83.7 MMbpce, de resultar exitosos los pozos considerados en el Escenario Incremental. De las actividades previstas se proyecta una inversión asociada de 27.41 MMUSD para el Escenario Base y de hasta 38.61 MMUSD, en caso de realizarse el Escenario Incremental.
- Opinión técnica a la Secretaría de Energía (SENER), respecto de la modificación del Anexo 1 de los Títulos de Asignación AE-0009-4M-Tucoo-Xaxamani-01 y AE-0148-Uchukil.
Estas Asignaciones se encuentran en la Provincia Geológica Salina del Istmo, dentro de la Provincia Petrolera Cuencas del Sureste, frente a la costa de los estados de Veracruz y Tabasco. La Asignación AE-0009-4M-Tucoo-Xaxamani-01 tiene una superficie de 48.61 km² y la AE-0148-Uchukil de 1,121 km² aproximadamente.
La Opinión tiene como fin informar a la SENER si con la modificación al Anexo 1 de los respectivos Títulos de estas Asignaciones se pueden desarrollar, de manera conjunta, todas las formaciones geológicas que considera el Descubrimiento asociado al Campo Teca; asimismo, se requiere informar si dichas modificaciones impactan en los Planes de Exploración y de desarrollo para la Extracción correspondientes. En este sentido, se opinó técnicamente sobre la configuración de la Asignación AE-0009-4M-Tucoo-Xaxamani-01 para quedar con una superficie de 53.46 km² y la incorporación de la profundidad Plioceno Medio al Polígono A de del Título de Asignación.
Al emitir su Opinión técnica, el Órgano de Gobierno consideró que las modificaciones propuestas para las Asignaciones AE-0009-4M-Tucoo-Xaxamani-01 y AE-0148-Uchukil se advierten técnicamente viables, toda vez que, las mismas, no afectan las actividades aprobadas en los Planes vigentes, además de que, en términos de lo establecido en el Artículo 39 fracción VI, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, las modificaciones se orientan a promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país, acorde a lo establecido en el Artículo 16 fracción I del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
- Autorización de Operadora Bloque 13, S.A. de C.V., para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Sochiapán-1EXP.
El Pozo Exploratorio Terrestre Sochiapán 1 EXP está considerado en el Escenario Base (único) de la Modificación al Plan de Exploración, aprobado por la Comisión, mediante la Resolución CNH.10.001/2020 del 30 de julio de 2020 correspondiente al Contrato en la modalidad de Licencia CNH-R02-L03-CS-05/2017. El Área Contractual, con una superficie de 233.59 km², se ubica en el estado de Veracruz, entre los municipios de Hidalgotitlán, Minatitlán y Uxpanapa.
Los objetivos geológicos del Pozo se encuentran en el Cretácico Medio (690-2,075 mvbmr) y en el Jurásico Superior Kimmerigdiano (2,890-4,000 mvbmr). La perforación será con una trayectoria Vertical a una profundidad programada total de 4,000 mvbmr. El Hidrocarburo esperado es Aceite ligero de 32 °API. El recurso Prospectivo es de 25.98 MMbpce con una probabilidad de éxito geológico del 13 %.
- Autorización a Pemex Exploración y Producción para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Maxtu-1EXP.
El Pozo Exploratorio Terrestre Maxtu-1EXP forma parte de las actividades del Escenario Base del Plan de Exploración correspondiente a la Asignación AE-0122-Tampico Misantla, cuya modificación fue aprobada el 8 de diciembre de 2020 por la CNH mediante la Resolución CNH.E.69.004/2020.
El Objetivo Geológico del Pozo se localiza en la Formación Tamaulipas Superior, entre los 2,380-2,390 mvbmr, y los 3,100-3,560 mdbmr. La perforación tendrá una trayectoria Desviado, Horizontal con una profundad programada total de 2,390 mvbmr / 3,560 mdbmr. El Hidrocarburo esperado es Aceite Ligero de 38 °API. El recurso Prospectivo, a la media sin riesgo, es de 21 MMbpce con una probabilidad de éxito geológico del 35 %.
Los programas de Perforación y Terminación del Pozo contemplan en total 98 días: 64 para la perforación (del 24 de febrero al 29 de abril del 2021) y 34 para la terminación (del 11 de mayo al 6 de junio del 2021). Los costos programados ascienden en total a 15.5 MMUSD: 10.0 MMUSD para la perforación y 5.5 MM USD para la Terminación.
