Ciudad de México (Iliana Chávez / Energía Hoy).- La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó la perforación de 19 pozos en el segundo trimestre del año, pero sólo 47% fue perforado. La inversión en programas de perforación fue de 682.6 millones de dólares, de la que se ejerció 14.1%, menos que la inversión programada.
El órgano de gobierno presentó el Informe trimestral abril-junio 2020, durante la 31º sesión extraordinaria realizada vía remota. En ella detalló que los recursos a la media para el total de esos prospectos es por 1 mil 251 (mmbpce), de los cuales 53% estaría en tierra, 36% en aguas profundas y ultra profundas y 11% en aguas someras.
La inversión total programada para estos 19 pozos asciende a 682.6 millones de dólares, distribuidos de la siguiente forma: 287.1 en aguas someras, 222.9 en tierra y 172.6 en aguas profundas.
La comisión indicó que se concluyeron once pozos: cinco terrestres, dos en aguas someras y cuatro en aguas profundas y ultra profundas. La inversión total real en dichos pozos fue por 414.3 millones de dólares, 14.1%, menos que la inversión programada. Del total, 223.4 millones de dólares se destinó a pozos de aguas profundas y ultra profundas (54%), 106.1 millones de dólares fue para pozos terrestres (26%) y 84.8 millones de dólares para aguas someras.
En el periodo abril-junio de 2020, se tuvieron 36 avisos de inicio de perforación de 21 pozos terrestres y 15 marinos. De los terrestres, 97% corresponde a Pemex y 3% a Fieldwood. De los 36 avisos de perforación, 15 pozos son en aguas someras (42%), 10 pozos están en Veracruz (28%), seis en Tabasco (17%), cuatro en Tamaulipas (11%), y uno en Chiapas (2%).
El total de hidrocarburos a extraer, programado en abril-junio, es de 58.3 (mbpd) de aceite y 67.2 (mmbpce), con una inversión preliminar de 9 mil 400 millones de pesos. El 47% de los pozos autorizados ya iniciaron perforación, 11 de los pozos (57.8%) le fueron autorizados al asignatario Pemex, tres (15.7%) al operador Pantera; el restante 26.5% de las autorizaciones fue para Repsol, CNOOC, Servicios Múltiples de Burgos (SMB), Operadora Bloque 12 y Newpek, con un pozo autorizado para cada uno.
Los recursos prospectivos a la media esperados en las perforaciones son de mil 251 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que los recursos contingentes por 262 millones de barriles.
El resultado de los pozos concluidos en el trimestre, tres fueron comerciales, dos descubridores de gas seco, uno resultó no comercial, dos secos, dos invadidos por agua y uno tuvo un accidente mecánico.
Por otro lado, en el periodo que se informa, se presentaron 92 informes posteriores a la terminación: 15 en aguas someras (13 productor de aceite y gas, 1 inyector, y 1 abandono permanente) y 77 terrestres (68 productor de aceite y gas, 1 abandono temporal, 3 cerrados y 5 no productor).
Además, 80 fueron de Pemex, seis de Diavaz y dos de Secadrero; Eni, GS Oil & Gas, Lifting y SMB, reportaron uno cada uno. Por zona del país, Veracruz reportó 28 pozos, Tabasco, 25 pozos, Tamaulipas, 16 pozos, 15 pozos en aguas someras, Chiapas y Nuevo León, con cuatro cada uno.
En el segundo trimestre del 2020, el ingreso por aprovechamientos de avisos de inicio de perforación de pozos, de 98 pozos, fue por 13.7 millones de pesos, es decir, un promedio de 140 mil millones de pesos por pozo.
Por otro lado, la CNH autorizó dos asuntos y tomó conocimiento de dos más, descritos a continuación:
Programa de Evaluación de Pemex Exploración y Producción referente al descubrimiento Xolotl asociado a la asignación AE-0151-UCHUKIL.
El descubrimiento está ubicado aproximadamente a 21 km de Dos Bocas, en el Estado de Tabasco y se llevó a cabo mediante la perforación del pozo exploratorio Xolotl-1EXP. Se considera una superficie de evaluación 9.7 km², dentro del área de la Asignación AE 0151 Uchukil, cuya superficie total es de 1,103.50 km².
El objetivo del Programa de Evaluación consiste en reevaluar la volumetría, confirmar los límites espaciales del yacimiento Mioceno Superior (vertical y horizontal) y generar un plan conceptual de desarrollo a fin de tener los elementos técnicos y económicos necesarios para declarar la comercialidad del Campo.
El programa de inversiones detalla los costos asociados a cada una de las actividades programadas a ejecutarse en 2020 y 2021. Considerando los escenarios Base e Incremental, se contempla una inversión de entre 21 millones e dólares y 63.9 millones de dólares.
Asimismo, la resolución a la solicitud de Petrobal Upstream Delta 1 para gravar la totalidad de su Interés de Participación del contrato CNH-R01-L02-A4/2015. Se trata del contrato para la Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de Producción Compartida CNH-L02-A4/2015, cuyos porcentajes de Intereses de Participación son 50% de Fieldwood y 50 de Petrobal.
La CNH autorizó a Petrobal la constitución de una prenda sin transmisión de posesión sobre la totalidad de su Interés de Participación a favor de Mizuho Bank, LTD o ING Bank, N.V., o Banco Nacional de Comercio Exterior S.N.C., o Société Générale, la cual se pretende constituir para obtener financiamiento para la realización de actividades petroleras.
Lo anterior, por tratarse de una modificación de los posibles acreedores prendarios, deja sin efectos las resoluciones CNH.02.001/2020 y CNH.E.19.001/2020. Petrobal deberá presentar un aviso dentro de los siguientes 30 días a la constitución del gravamen, y la documentación que acredite se constituyó en los términos aprobados.
A la fecha, la CNH ha aprobado siete prendas sin transmisión de posesión para financiamiento y ocho prendas sin transmisión de posesión para el cumplimiento de acuerdo de operación conjunta.
