con lo que en 51 de las 64 áreas propuestas se invertirán hasta 7,288 millones de dólares y se perforarán hasta 343 pozos exploratorios en los escenarios incrementales de actividades al 2023.
Con ello, estas asignaciones, propuestas desde el 19 de septiembre del año pasado, cuentan ya con planes para inversiones de 3,039 millones de dólares en los escenarios base donde se perforarán como mínimo 202 pozos exploratorios en aguas someras y campos terrestres, en los escenarios base de menor éxito exploratorio. Mediante estos trabajos, se espera incorporar recursos prospectivos por un mínimo de 3,894 y por un máximo de 6,857 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que podrán traducirse en un mínimo de 1,116 y un máximo de 1,710 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas totales para el país, volumen que representa la quinta parte de las reservas probadas existentes.
En su 43 sesión extraordinaria del órgano de gobierno, el regulador llegó a esta cifra luego de la aprobación de los planes para dos asignaciones terrestres ubicadas en la cuenca de Burgos, a 80 kilómetros de San Fernando, Tamaulipas, en las asignaciones terrestres contiguas AE118 y AE119 Burgos.
Para la primera de estas asignaciones, la AE118 Burgos de 928 kilómetros cuadrados, en el periodo exploratorio que finalizará en agosto de 2022 se perforará en un escenario base el pozo Ajum 1EXP, cuyas actividades iniciarán a finales de este año. De contar con éxito exploratorio en este pozo, se perforarán en los siguientes dos años los pozos Chuch, Tsebat, Tsikach y Tsul, con el fin de ampliar los prospectos de hidrocarburos en el área.
Con base en estudios de correlación con campos cercanos, Pemex espera encontrar gas húmedo en esta asignación, con una probabilidad de éxito comercial de hasta 31% y recursos de 8 millones de barriles equivalentes de crudo. Para ello, se invertirán 29 millones de dólares en un escenario base y hasta 88 millones de dólares en caso de que se cumpla la proyección de éxito del escenario incremental.
En la asignación AE 119 Burgos, con una superficie de 926 kilómetros cuadrados ya se perforó en 2018 el pozo Semillal 1, que resultó productor de gas. Por ello, en el nuevo plan de exploración en el escenario base de perforará el pozo exploratorio Okosh 1EXP en marzo del 2021 y en el incremental tres pozos más de nombre Pii, Pukhum y Thanku, que se perforarían hacia el segundo semestre del próximo año o al iniciar el 2022.
Con una probabilidad de éxito exploratorio de 27%, se espera encontrar hasta 7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de gas húmedo como recursos prospectivos. Para los trabajos que concluirán en 2022, s se invertirán 21.5 millones de dólares en el escenario base y 70.7 millones de dólares en el escenario incremental
“En estas áreas lo más interesante será la incursión a productos petroquímicos, por los líquidos del gas asociados a las áreas, por lo que celebro que aprobemos estos planes”, dijo el comisionado Héctor Moreira.
Antes de que concluya el año, el regulador espera aprobar los restantes 13 planes de exploración en las asignaciones que le fueron otorgadas de nueva cuenta luego de ser reconfiguradas en 2019 a Pemex luego de que por falta de recursos estuvo a punto de perderlas al no haber realizado los trabajos mínimos a los que se comprometió en 2014, cuando le fueron adjudicadas en la Ronda Cero.
Los retrasos en las aprobaciones de estos planes, que iniciaron hace casi un año, se deben a la contingencia por la emergencia sanitaria del Covid-19 que inició en marzo, explicó Rodrigo Hernández Ordoñez, director general de Dictámenes de Exploración de la CNH.
FUENTE: EL ECONOMISTA - MÉXICO