Agosto 17, 2020
México aprueba contratos upstreams
en petróleo y gas natural
La Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH, ente regulador mexicano de petróleo y gas, aprobó recientemente una serie de planes de exploración y evaluación que le fueron presentados por empresas del sector privado y Pemex, la petrolera estatal mexicana
Versión libre del original en Inglés por Andrew Baker/NGI
El 11 de Agosto, la CNH aprobó seis planes de exploración en aguas someras presentados por Pemex, todos para áreas en Campeche Sound en el Golfo de México, que requieren una inversión combinada de $ 461.7 millones en un escenario de caso base, y hasta $ 1,130 millones en un escenario escenario incremental.
Las aprobaciones también incluyeron una para que Pemex perforara un pozo de evaluación en el proyecto de gas y condensado en tierra de Quesqui, que ha sido muy promocionado por el gobierno, con una inversión de $ 55,3 millones.
Finalmente, la CNH aprobó un plan de evaluación presentado por Hokchi Energy para el descubrimiento de aguas someras de Xaxamani, frente a la costa del estado de Veracruz en la provincia geológica de Salina del Istmo.
El plan incluye adquirir y procesar datos sísmicos 3-D y perforar hasta cuatro pozos de evaluación, con un posible desvío de uno de ellos.
El descubrimiento de Xaxamani se realizó en el Bloque 31 costa afuera, que se adjudicó a través del proceso de licitación de la Ronda 3.1 de la CNH en el 2018.
Talos Energy Inc., socio de Hokchi en el Bloque 31, dijo en su presentación de ganancias del segundo trimestre que Xaxamani contiene los mejores recursos brutos, estimados en más de 100 millones de boe.
En tanto, el jueves 13 la CNH aprobó la perforación de un pozo de exploración costa adentro a Servicios Múltiples de Burgos SA de CV (SMB) en el bloque Misión en los estados de Nuevo León y Tamaulipas.
Ubicado en la Cuenca de Burgos, Misión es el contrato de producción de gas natural más grande adjudicado, en virtud de la reforma energética constitucional 2013-2014 de apertura del mercado de México. El área produjo 116,5 MMcf / d en Junio, frente a 95,5 MMcf / d en Junio de 2019.
SMB, una empresa conjunta 50/50 entre Tecpetrol SA e Industrial Perforadora de Campeche (IPC), tiene una participación operativa del 49% en el bloque, mientras que Pemex posee una participación del 51%.
En el 2018, Pemex y SMB acordaron migrar el contrato de servicio de SMB en Misión a un contrato de exploración y producción (E&P) en el marco de la reforma. Se espera que el pozo requiera una inversión total de $ 2.9 millones para perforación, terminación y abandono, y apunta a recursos prospectivos de gas natural que suman 18.69 Bcf. El pozo tiene una probabilidad estimada de 27% de éxito geológico.
El jueves 13 pasado también CNH otorgó a Pantera Exploración y Producción permiso para perforar un pozo de evaluación en tierra firme en el Bloque 7 en Tamaulipas. El pozo apunta a un recurso de gas contingente de 5,1 Bcf, con una probabilidad estimada de éxito geológico del 65%, según CNH.
Pantera, una empresa conjunta canadiense-mexicana, produjo 7.22 MMcf / d de gas en Junio de los bloques que ganó en la licitación de la Ronda 2.2 de México, frente a los 6.2 MMcf / d del año pasado.
El ex presidente de CNH, Juan Carlos Zepeda, dijo recientemente al GPI de México de NGI que la perspectiva mejorada para los precios del gas natural ha hecho que el desarrollo de gas upstream en México sea más atractivo.
La producción de gas natural de los proyectos operados por el sector privado totalizó 231,1 MMpc / d en junio, frente a los 191,8 MMpc / d del mismo mes del año anterior, según datos de la CNH.
Pemex, en tanto, produjo 3,35 Bcf / d en Junio, por debajo de los 3,56 Bcf / d.
En virtud de un acuerdo de reducción de producción con la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados, México se comprometió a recortar la producción de petróleo de Mayo y Junio en 100.000 b / d desde una línea de base de 1,753 millones de b / d. Sin embargo, el país se negó a extender los recortes hasta Julio. La Agencia Internacional de Energía pronosticó recientemente que la producción de petróleo de México probablemente se mantendría en los niveles actuales hasta el 2021, y que el declive natural de los campos de Pemex compensaría cualquier aumento de producción de los nuevos desarrollos.
