La CNH autorizó a Pemex la modificación del plan de exploración de un bloque en aguas someras de la ronda dos.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la modificación al plan de exploración presentada por Pemex Exploración y Producción (PEP), relacionado con el contrato CNH-R02-L01-A8.CS/2017.
Se trata de un contrato en la modalidad de producción compartida. El área contractual, cuya superficie total es de 586 kilómetros cuadrados, se ubica en aguas someras del Golfo de México, frente a la costa de los estados de Veracruz y Tabasco, en la porción marina de las Cuencas del Sureste, dentro de la provincia geológica Cuenca Salina del Istmo.
El plan de exploración le fue aprobado por la CNH con Resolución CNH.E.56.002/18 el 18 de octubre de 2018.
La modificación al Plan se justifica debido a la variación en el número de pozos a perforar con respecto de aquellos contenidos en el Plan aprobado, así como a cambios técnico-económicos.
El objetivo de la modificación del plan de exploración es evaluar el potencial petrolero e incorporar recursos buscando la continuidad de los plays Terciarios, principalmente Plioceno-Mioceno (suprasal y subsal), así como del Mesozoico, productor en asignaciones vecinas y documentar posibles prospectos exploratorios viables de ser perforados.
La modificación actualiza los escenarios operativos y los montos de inversión. Incorpora tres nuevos prospectos factibles a perforarse (uno en el Escenario Base y dos en el Escenario Incremental), y recalendariza algunas actividades del plan de exploración.
En el Escenario “Base A”, contempla tres Estudios exploratorios de evaluación de recursos prospectivos, el procesado de Información sísmica 3D WAz en 562 kilómetros y la perforación del pozo Mistle-1EXP.
En el Escenario “Incremental B”, cinco estudios exploratorios: uno de evaluación de recursos prospectivos, y uno de caracterización, así como tres estudios VCD, y la perforación de tres prospectos: Pewani-1EXP, Pinacatl-1EXP, y Tonaltika-1EXP.
El Plan modificado presenta un volumen de 230.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos asociados a los cuatro prospectos, así como la posible incorporación de recursos de hidrocarburos entre 29.36 y 98.04 millones de barriles correspondientes al rango que resultaría del escenario más bajo al más alto.
La inversión asociada al plan modificado está entre 33.74 y 165.93 millones de dólares, considerando ambos Escenarios Operativos.
