La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción mantendrá la operación en una área contractual del Cinturón Plegado Perdido frente a costas de Tamaulipas, mientras que en contraste, Premier Oil abandonó dos contratos ubicados en la región marina de la Cuenca de Burgos.
La empresa británica Premier Oil notificó a la CNH regresar dos contratos de exploración y explotación en la región marina de la Cuenca de Burgos, el argumento que presentó fue que encontró riesgos durante la etapa de exploración, tras esta notificación, habrá de recibir una penalización por no cumplir con el programa de trabajo autorizado.
La empresa petrolera privada notificó durante la sesión ordinaria número 13 de la Comisión de Hidrocarburos, sobre las condiciones encontradas en los campos pertenecientes a los contratos CNH-R03-L01-AS-B-57/2018 y CNH-R03-L01-AS-B-60/2018.
El argumento presentado por Premier Oil, hizo referencia al alto riesgo que les representaba por el estado físico de las zonas exploradas, a lo que se sumó que no fueron encontrados los recursos prospectivos que ayuden a aumentar las reservas de hidrocarburos al país.
Con este abandono de los dos campos, Premier Oil se suma a las salidas de la misma zona que realizaron Repsol y Chevron, que dejaron en los últimos 18 meses por lo menos 6 contratos en aguas someras y profundas frente a las costas de Tamaulipas, al argumentar el replanteamiento de otros objetivos en el sureste del país, así como no encontrar el producto previamente estimado.
Durante la sesión de la Comisión Nacional de Hidrocarburos se resolvió imponer una sanción a la petrolera Premier Oil antes de que concrete su salida del área y realice la entrega a la Secretaría de Energía (SENER) de los campos asignados.
La misma situación se reportó por parte de la empresa Jaguar, de capital mexicano, quien notificó que su filial Pantera Exploración y Producción realizará la entrega parcial de un área ubicada en el norte de Tamaulipas, pero se quedará con algunos tramos ante las posibilidades de encontrar aceite y gas.
En la misma sesión de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, se autorizó la ampliación del plazo de evaluación para los siguientes tres años a Pemex Exploración y Producción, que mantendrá la operación en un área contractual ubicada frente a costas de Tamaulipas.
Pemex adujo que requiere un plazo mayor para conocer las condiciones de la superficie marina en el Golfo de México y obtener la información sobre la opción de perforar pozos y obtener producto, en la zona asignada desde marzo pasado, en el contrato de licencia CNH-R02-L04-AP-PG05/2018, la cual estaba cercana a concluir su plan inicial de evaluación, pues sólo tenía 68 días restantes al plazo proyectado.
Con la ampliación del plazo autorizado a Pemex Exploración y Producción, la paraestatal asume el compromiso de realizar estudios de interpretación sísmica y evaluación de recursos prospectivos en el área colindante zonas asignadas bajo contrato a las empresas privadas Cnooc y Shell, mientras que en otro de los bloques está el pozo Tlaki-1Exp, más 4 asignaciones otorgadas tanto por la propia CNH y la Secretaría de Energía.
La superficie asignada a Pemex contempla una área de más de 2 mil 732 kilómetros cuadrados y una autorización de inversión superior a los 106 millones de dólares, sin embargo, solo cuenta con un millón de dólares presupuestado para ejecutar durante el 2023.
Pemex cuenta con cerca de 10 asignaciones, aunque actualmente no ha determinado sus objetivos ni tampoco las perforaciones, actividades realizadas por empresas privadas, entre ellas Pantera Exploración y Producción, Newpek e Iberoamericana de Hidrocarburos.
La CNH autorizó también para la perforación del pozo delimitador terrestre Ébano-3001DEL, presentada por DS Servicios Petroleros (Diavaz), en un contrato en la modalidad de producción compartida, derivado de una migración. El área contractual terrestre, tiene una superficie total de mil 569 kilómetros cuadrados, que atraviesa varios municipios de los estados de Veracruz, Tamaulipas y San Luis Potosí.
La perforación del pozo se encuentra alineado al programa de evaluación aprobado por la CNH con la resolución el 29 de noviembre de 2022, CNH.E.87.007/2022, correspondiente al contrato CNH-M4-ÉBANO/2018.
Ebano-3001DEL tiene por objetivo evaluar y delimitar el yacimiento descubierto por el pozo Ébano-3000EXP, en la formación Cretácico Superior Tamaulipas, y será perforado con una trayectoria direccional tipo “J”, a una profundidad programada total de 745 mvbmr / 1,460 mdbmr.
El hidrocarburo esperado es aceite pesado de 12-14 grados API, los recursos contingentes son de 41.13 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y los costos programados ascienden en total a 2.88 millones de dólares, que incluyen la perforación y la terminación.
