La Comisión Nacional de Hidrocarburos dio luz verde al plan de desarrollo presentado por este consorcio para el área 4 de la Ronda 1.2

El consorcio conformado por la estadounidense Fieldwood Energy y la mexicana Petrobal, propiedad de Grupo Bal –y liderada por el exdirector de Exploración y Producción de Petróleos Mexicanos, Carlos Morales Gil– arrancará la producción de hidrocarburos en México en mayo de 2021, para concluir el año con más de 30,000 barriles de petróleo por día, con una inversión de 372.8 millones de dólares.

Así lo aprobó el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), que en su segunda sesión extraordinaria del 2021 dio luz verde al plan de desarrollo presentado por este operador para el área 4 de la Ronda 1.2, que este año se convertirá en la tercera que cuenta con producción operada por un privado sin participación de Petróleos Mexicanos (Pemex) en el país.

En el área de 58 kilómetros cuadrados en aguas someras frente a las costas de Tabasco y Campeche se han perforado hasta el momento cuatro pozos que permitieron probar el potencial de los campos Ichalkil y Pokoch, mismos que cuentan con petróleo crudo de una densidad de hasta 37 grados según el American Petroleum Institute (API), considerado aceite ligero.

En los primeros cinco meses de 2021 se perforarán dos pozos más: Ichalkil 6 y Pokoch 6, con los cuales arrancará el desarrollo del campo, que tiene un recurso remanente proyectado para extraerse en 2021 de 7.2 millones de barriles de aceite y 11,000 millones de pies cúbicos de gas, equivalentes a ocho veces la producción diaria el país, en un solo campo.

Respecto a las inversiones proyectadas, la CNH detalló que este contrato firmado en 2015 presentó la estimación de llegar a 777 millones de dólares al 2021, pero llegará a 591 millones de dólares al incluir los 372 millones que invertirán los privados en 2021. Aunque las inversiones se ejecutarán, el retraso de 23% en los tiempos proyectados obedece al entorno de rezagos en la proveeduría y la incertidumbre en la demanda y los precios que las crisis petrolera y sanitaria desataron en 2021.

Por ello, el inicio de la producción que estaba previsto para octubre de 2020 se posterga siete meses, mismos que no provocan que la contratista caiga en incumplimiento legal frente al gobierno mexicano, ya que hasta el momento ha rebasado las actividades previstas en el programa mínimo de trabajo comprometido.

Otras particulares

Cabe recordar que los otros dos contratos de la Ronda 1.2, que fueron campos en aguas someras con posibilidades de un desarrollo acelerado por parte de los privados: Miztón, de la italiana Ente Nazionale Idrocarburi (ENI) y Hokchi, del consorcio entre argentinas Panamerican Energy e E&P Hidrocarburos, ya cuentan con planes de desarrollo para este año.

La italiana llegó al mes de noviembre con un volumen de producción cercano a los 18,000 barriles por día, según ha reportado a la CNH. En tanto, el consorcio que se constituyó en México entre las argentinas Panamericana Energy e E&P Hidrocarburos, Hokchi Energy, anunció que a finales del 2021 aumentará hasta 14,000 barriles diarios su producción petrolera en el campo que le fue adjudicado en aguas someras del Golfo de México y donde actualmente produce 1,400 barriles al día.

Aprueban modificar plan de Campo Sunuapa

La CNH aprobó a Pemex PEP la modificación del plan de desarrollo del Campo Sunuapa en el cual se invertirán 132 millones de dólares.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) la modificación al plan de desarrollo de la asignación A-0317-M-Campo Sunuapa.

La asignación terrestre se encuentra en el estado de Tabasco a 60 kilómetros de la ciudad de Villahermosa, cuenta con una superficie de 211 kilómetros cuadrados y cuenta con 37 pozos perforados, en los cuales se produce aceite de 37 grados API.

La modificación obedece a una variación en el número de pozos a perforar, modificar el programa de aprovechamiento de gas natural y una variación mayor del 30% en el volumen de hidrocarburos a producir a la baja debido al comportamiento de los yacimientos de los bloques II y IV.

Con la modificación plantea 4 pozos a perforar y terminar, 7 reparaciones mayores y 224 menores, así como la construcción de 2 ductos, 27 taponamientos y adecuación de infraestructura.

Con estas acciones, Pemex PEP busca recuperar 5.84 millones de barriles de petróleo y 32.95 mil millones de pies cúbicos de gas con una inversión de 132.65 millones de dólares.

El costo total de 2021 a 2037 es de 292.98 millones de dólares, de los cuales 132.65 son inversiones, 158.03 millones en gastos de operación y 2.30 millones en otros egresos.