Hidrocarburos

Pemex invertirá más de 14 mil millones de dólares en el desarrollo del campo Maloob.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la modificación del plan de desarrollo para la extracción presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) para la Asignación A-0203-3M-Campo Maloob.

 

Se trata de una asignación de extracción, ubicada en aguas territoriales del Golfo de México, frente a la costa de Campeche, con una superficie de 79.35 kilómetros cuadrados, forma parte del complejo Ku-Maloob-Zaap.

 

El Campo Maloob tiene tres yacimientos: en el Eoceno Medio, Cretácico Superior-Medio-Inferior y Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK); es productora de aceite negro de densidades de 9 a 16 grados API.

 

En su primera etapa de desarrollo, de 1985-1993, inició el desarrollo del yacimiento, en el Cretácico, con la perforación de hasta 8 pozos productores en 1993.

 

Actualmente, está en su cuarta etapa (2009-actualidad) cuya principal característica es el inicio de la inyección de Nitrógeno no al yacimiento Cretácico.

 

La modificación al plan de desarrollo del campo Maloob es para dar continuidad a la estrategia de explotación, actualizando el número de perforaciones e intervenciones a pozos, así como la presentación de un nuevo Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado.

 

La modificación contempla realizar la perforación de 16 pozos, 39 reparaciones mayores, 458 reparaciones menores, cifra que incluye 173 estimulaciones y la construcción de 1 plataforma.

 

De esta manera, entre 2023 y 2034, Pemex PEP estima que se obtendrán de manera adicional 555.5 millones de barriles de aceite y 260.03 mil millones de pies cúbicos de gas, logrando factores de recuperación finales de 35% y 48.5%, respectivamente.

 

El costo total estimado para el periodo es de 14 mil 166.34 millones de dólares, de los cuales 9 mil 802.33 se destinarán a inversión y 4 mil 364.01 millones a gasto de operación.

 

Por el tamaño de inversión, el Campo Maloob ocupa el tercer lugar entre los cinco proyectos de mayor inversión aprobados por la CNH, únicamente superado por Ayatsil con una inversión de 20 mil millones de dólares y Kayab con 18 mil millones.

A pesar de la «prohibición» de AMLO, Pemex apuesta por el uso de fracking.

Pemex Exploración y Producción (PEP) retomará algunos proyectos de exploración y producción en campos con yacimientos no convencionales, por lo que tendrá que utilizar fracking y para ello solicitó recursos en 2024. De acuerdo con el proyecto de Presupuesto Federal para el 2024, la petrolera nacional solicitó 4 mil 063 millones de pesos para continuar con la extracción de recursos no convencionales en el país. En lo que va del sexenio, la empresa productiva del estado ha invertido 18 mil 780 millones de pesos para la extracción de recursos no convencionales en el proyecto «Aceite Terciario del Golfo». Esto a pesar de que el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, garantizó que durante su gobierno no se utilizaría la técnica de fracturación hidráulica (fracking). Recientemente, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a la empresa productiva del estado la perforación del pozo Kaeni-1EXP, el cual se localiza en la cuenca de Tampico Mizantla el estado de Veracruz, dentro de un yacimiento no convencional. Kaeni se suma a la perforación de los pozos Pankiwi y Chaxan los cuales requirieron de la fracturación hidráulica durante su perforación.

Pemex podrá perforar una venta durante la perforación del pozo Atoyatl-1DEL.

 

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó la modificación otorgada a Pemex Exploración y Producción (PEP) para la perforación del pozo delimitador en aguas someras Atoyatl-1DEL.

 

El pozo delimitador en aguas someras Atoyatl-1DEL, está considerado en el programa de evaluación de la asignación AE-0149-M-Uchukil, aprobado por el regulador el 2 de marzo de 2023, cuya autorización fue aprobada mediante oficio 220.0713/2022 del 5 de octubre de 2022, correspondiente a la asignación AE-0175-M-Chuyan.

 

Atoyatl-1DEL fue aprobado con el objetivo de reducir la incertidumbre exploratoria asociada con los recursos contingentes del Campo Atoyatl en el Play Plioceno Inferior.

 

En caso de obtener un resultado negativo, PEP realizará una ventana para cortar los objetivos en una mejor posición estructural y poder asegurar el cumplimiento de los objetivos planteados.

 

El Pozo será perforado con una trayectoria direccional tipo “J”.

 

La profundidad total programada es de 3,183 mvbmr / 3,330 mdbmr en agujero principal; y de 3,034 mvbmr/ 3,060 mdbmr en ventana.

 

El hidrocarburo esperado es aceite de 31 grados API. Los recursos prospectivos a la media con riesgo son de 12.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en el Plioceno 4, y de 3.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en el Plioceno.

 

La probabilidad de éxito geológico es de 70% y de 66%, respectivamente.

 

Los programas de perforación y terminación contemplan en total 101 días: 44 días para la perforación (del 19 de mayo al 01 de julio 2023), 29 días para la terminación (del 02 de julio al 3 de agosto 2023), y 28 días para la perforación de la ventana (del 4 al 31 de agosto 2023).

Pemex anunció que concluyó las reparaciones en plataformas del campo Ek.

 

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero, informó de los avances logrados en infraestructura en el campo Ek.

 

El área contractual Ek-Balam, con una superficie es de 63.37 kilómetros cuadrados, es integrada por los campos Ek y Balam. Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, a 95 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, frente a la costa de Campeche.

 

Su tipo de fluido es aceite negro de densidad 11-29 grados API. En su primera etapa inició la explotación del yacimiento JSO de los campos Ek y Balam, en los años del 1991-1995.

 

El director de la petrolera nacional, primero destacó las dos terminaciones y reparaciones, reparaciones del equipo de bombeo electro centrífugo (BEC). El cual ayudará a incorporar producción de petróleo crudo fresca para contener la declinación en campo Ek Balam.

 

Posteriormente, explicó las inversiones realizadas en el centro operativo Ek Alfa, donde se produce la energía eléctrica necesaria para alimentar las plataformas que operan en el campo de aguas someras en el Golfo de México. Mediante cuatro turbogeneradores eléctricos, se distribuye la energía eléctrica para operar los pozos de los campos Ek Balam.

 

Por último, dio la palabra a personal de Pemex, quienes informaron de la conclusión de los trabajos de construcción de dos colectores en el campo.

 

«En días pasados dimos un paso muy importante, por la incorporación de los colectores norte y sur con los que dejamos de operar la red de distribución existente, la cual dio servicio por 30 años, y con ello podemos continuar con la preservación del medio ambiente en la instalación», explicó Siegmar Glattki Pérez, superintendente de Ek-A.

 

La empresa productiva del estado realizó a finales de junio cambios a la red de ductos que conectan las plataformas de los campos Ek Balam.

La CNH aprobó a Pemex modificar el plan de exploración de la asignación AE-0142-3M-Comalcalco.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la modificación al plan de exploración, presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) respecto de la asignación AE-0142-3M-Comalcalco.

 

La asignación AE-0142-3M-Comalcalco, tiene una superficie aproximada de 1,017.59 kilómetros cuadrados y se ubica al sureste de México, en el estado de Tabasco, en la provincia petrolera Cuencas del Sureste.

 

La solicitud de modificación al plan de exploración deriva de la variación del número de pozos a perforar.

 

El objetivo de la modificación al Plan es continuar con la incorporación de reservas y la evaluación del potencial petrolero de los plays Plioceno Inferior, Mioceno Superior y Cretácico, mediante: Procesamiento sísmico 3D, estudios exploratorios, y perforación de pozos exploratorios, en los escenarios operativos base e incremental.

 

Pemex PEP propone en el Base, realizar cuatro estudios exploratorios, de Identificación, evaluación y selección de prospectos; tres Pruebas de prospectos (Tibirish-1EXP, Escuintle-401EXP, y Popte-1AEXP), la perforación del pozo Popte-1AEXP.

 

Mientras que en el Incremental, se contempla el procesamiento sísmico 3D en 977.75 kilómetros cuadrados; realizar ocho estudios exploratorios, dos de Identificación, evaluación y selección de prospectos; tres VCD, tres pruebas de prospectos y la perforación de tres pozos (Shuku-1EXP, Akubal-1EXP, y Kuxul-1EXP).

 

El programa de Inversiones estimado en el escenario Base, es de 49.66 millones de dólares que podría llegar hasta 158.49 millones, considerando también los recursos del escenario Incremental. La perforación de pozos absorbería un poco más del 95% de las inversiones en ambos escenarios.

Pemex presume que la perforación en 40 campos durante la presente administración.

 

Petróleos Mexicanos (Pemex) destacó que ha desarrollado 40 campos nuevos en lo que va del sexenio de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), lo que representa un incremento del 400% en comparación con los campos desarrollados con Peña Nieto.

 

De acuerdo con datos de la empresa productiva del estado, los 40 nuevos campos, que ya se sumaron a la producción durante esta administración, superan a los dos sexenios anteriores, pues durante la administración de Felipe Calderón se desarrollaron 19 y durante la de Enrique Peña fueron apenas ocho.

 

“La producción de hidrocarburos líquidos extraída de los campos nuevos es parte esencial de la estrategia para mantener una tendencia de crecimiento de la producción”, dijo el director de la empresa, Octavio Romero Oropeza.

 

La petrolera nacional informó que estos campos, incluyen 183 pozos, de los cuales 106 son marinos y 77 terrestres.

 

Pemex destaca que de los 40 campos desarrollados en esta administración destacan tres, Quesqui que aporta el 35% de la nueva producción, Tupilco con el 19% e Ixachi con el 7%.

 

Pero la actual administración no se conforma con el aumento del 400% y planea incorporar otros 16 campos antes de que termine el sexenio para llegar a 56 campos, con los cuales pretenden frenar el declive en la producción de campos maduros.

 

Estos nuevos 40 campos han aportado 280 mil barriles diarios a la producción de Pemex en el segundo trimestre del 2023.

A pesar de la prohibición presidencial, Pemex recurre al fracking.

 

Pemex Exploración y Producción (PEP) retomará algunos proyectos de exploración y producción en campos con yacimientos no convencionales por lo que tendrá que utilizar fracking.

 

Esto a pesar de que el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, garantizó que durante su gobierno no se utilizaría la técnica de fracturación hidráulica (fracking).

 

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a la empresa productiva del estado la perforación del pozo Kaeni-1EXP, el cual se localiza en la cuenca de Tampico Mizantla el estado de Veracruz dentro de un yacimiento no convencional.

 

Al ser un yacimiento no convencional, Pemex deberá de utilizar el fracking durante la perforación.

 

Kaeni se suma a la perforación de los pozos Pankiwi y Chaxan los cuales requirieron de la fracturación hidrahulica durante su perforación.

 

México tiene más recursos prospectivos de gas y de petróleo en yacimientos no convencionales que en las áreas convencionales, por lo que manifestó que es necesario considerar la explotación de estos recursos para incrementar la producción de petróleo y gas en el país.

 

En el país existen recursos prospectivos de petróleo por 68 mil 100 millones de barriles, de los cuales 32 mil 100 millones corresponden a yacimientos convencionales (47.1%), mientras que en los yacimientos no convencionales hay recursos por 36 mil millones de barriles (52.9%).

 

En el caso del gas natural, la historia es similar, pues los recursos prospectivos del país correspondientes a este hidrocarburo se ubican en 224 mil 700 millones de pies cúbicos, de los cuales 83 mil 200 millones están en yacimientos convencionales y 141 mil 500 millones de pies cúbicos restantes están en áreas no convencionales. Este último dato representa casi 63 por ciento de los recursos prospectivos totales de gas en el país.