CNH aprueba modificación al Plan de Desarrollo de Campo Ku, a pesar de incumplimientos en aprovechamiento de gas

Marisa Miranda / Redacción Petroquimex

CNH aprueba modificación al Plan de Desarrollo de Campo Ku, a pesar de incumplimientos en aprovechamiento de gas

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07 de Octubre de 2020

La Comisión Nacional de Hidrocarburos, durante la 13° Sesión Ordinaria, aprobó a Petróleos Mexicanos (Pemex) la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, para la Asignación A-0183-3M-Campo Ku, calificado como “uno de los más importantes del país” por el comisionado presidente, Rogelio Hernández Cázares.

Por su parte, el comisionado Sergio Pimentel Vargas votó en contra de esta modificación y explicó que Pemex atraviesa por una serie de incumplimientos, respecto al aprovechamiento de gas, en donde se establecía una meta de 98 por ciento durante 2020. Cuestionó el costo del daño ambiental por la quema de dicho gas y no aprovecharlo en la planta productiva nacional.

Los lineamientos de la CNH establecen que Pemex debería tener un aprovechamiento de gas del 98 por ciento, y esto se daría en el año 2031. Sin embargo, a partir de la presentación que ofreció el operador, el comisionado Pimentel aseguró que dicho porcentaje se alcanzaría mediante la producción marginal de gas; pues de acuerdo con la información del operador, el aprovechamiento iría de 62.26 por ciento en 2020 a 28.7 en 2030, y la meta de 98.1 por ciento se daría por la baja producción del mismo.

Durante su participación, el comisionado Hernández aseguró que el trabajo de la CNH es evaluar si el campo es rentable, y rechazarlo implicaría cerrar el campo Ku, lo que sería desfavorable para la situación del país.
Con el nuevo Plan, Pemex pretende recuperar 212.5 millones de barriles de aceite y 248 mil millones de pies cúbicos de gas. Además, contempla la perforación de cuatro pozos, 24 reparaciones mayores y 117 reparaciones menores. Dichas acciones tendrán un costo de 4 mil 189 millones de dólares, de los cuales 4 mil 099 son de inversión.

De igual forma, la CNH aprobó a Pemex la modificación al Plan de Exploración de la Asignación AE-0152-Uchukil, ubicada frente a la costa del estado de Tabasco, perteneciente a la provincia petrolera Cuencas del Sureste.

De acuerdo con información del operador, el objetivo es la incorporación de recursos en los plays Terciarios y Mesozoicos, así como visualizar y generar nuevos prospectos exploratorios. El Compromiso Mínimo de Trabajo consiste en la perforación y terminación de un pozo exploratorio durante el periodo inicial de exploración.

En el escenario base, pretenden perforar ocho pozos exploratorios: Niquita-1, Saap-1, Chamak-1, Siwak-1, Litsin-1, Halab-1, Tlense-1 y Baksan-1, de los cuales, Saap y Litsin son nuevos prospectos agregados a la modificación. En el escenario incremental, se contemplan cinco pozos exploratorios: Maskab-1, Esel-1, Sawal-1, Bal-1 y Asab-1.

Respecto al pozo Asab-1, los comisionados Alma América Porres Luna y Héctor Moreira Rodríguez, cuestionaron la razón por la que Pemex decidió incluirlo en el escenario incremental y, en el cronograma, como el último a perforar en el año 2023; debido a que se había propuesto inicialmente para darle continuidad al yacimiento Zama.

Ante dicha situación, el ingeniero Ricardo Trejo, de la Unidad Técnica de Exploración y su Supervisión, aseguró que el tema se trató con Pemex y este aseguró que se encuentran en negociaciones y revisión de información con el operador de Zama; sin embargo, en caso de que Pemex considere necesario “un pozo más para evaluar la estructura”, recurrirían al pozo Asab.

De acuerdo con el comisionado Moreira, Asab es un pozo “muy importante, porque iba a probar la conexión hidráulica entre las dos áreas”, la correspondiente a Pemex y la correspondiente a Talos Energy. De igual forma, resaltó la importancia de iniciar la producción en esa zona, ya que es el que tiene más recursos.

El programa de inversiones es de 345.96 millones de dólares (MMUSD) en el escenario base, y de 654.6 MMUSD para el incremental. Entre ambos escenarios, se estima una incorporación de recursos, en plays Terciarios y Mesozoicos, de 461.54 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Asimismo, el pasado 7 de julio y a través del oficio 500.SSH.267/2020, la Secretaría de Energía (Sener) instruyó la “Unificación del Yacimiento Compartido relacionado con el Campo Zama”, lo que obligaba a Pemex y a Talos Energy a presentar el proyecto de Acuerdo de Unificación.

Finalmente, la Comisión negó a Fieldwood Energy E&P México las solicitudes que presentó para modificar el Programa de Trabajo 2020, y el presupuesto asociado. Esto, debido a que “las modificaciones no tienen congruencia con el Plan de Desarrollo para la Extracción, antes aprobado, además de presentar desfases en las actividades e incumplir con cláusulas del contrato”.