El campo posee recursos recuperables brutos por 670 millones de barriles
Forbes
El plazo de la empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) y la petrolera privada Talos Energy para unificar el megacampo Zama vence en febrero del próximo año, reveló la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
“Se vence en febrero (de 2021) el plazo que les dio de la Secretaría de Energía”, comentó la comisionada Alma América Porres Luna sobre el primer acuerdo de su tipo en la historia de nuestro país.
Este yacimiento marino en el Golfo de México se ubica entre una asignación de la petrolera que dirige Octavio Romero Oropeza y un bloque 7 que ganó el consorcio encabezado por la compañía estadounidense, durante la ronda petrolera 1.1.
La legislación vigente, derivada de la reforma energética del priista Enrique Peña Nieto, establece que en un caso como este, las compañías involucradas deberán alcanzar un acuerdo para decidir quién será el operador del campo.
Porres Luna recordó que, en Estados Unidos, 99% de los casos carece de problemas porque su regulador petrolero considera que “lo más fácil” es determinar a quién le toca el mayor porcentaje del yacimiento, y así se define quién es el operador.
“Ambos tienen la capacidad, si no, no estarían operando”, agregó la comisionada durante su participación en el panel virtual Diálogos con Energía.
Pero Talos y Pemex han declarado públicamente que poseen la mayoría de los hidrocarburos, aunque solo la empresa privada ha presentado evidencia que respalda sus dichos con la perforación de tres pozos, mientras que la empresa estatal ha enfrentado retrasos con su pozo de evaluación (Asab) por la falta de plataformas perforadoras.
La representante de la autoridad energética tiene conocimiento de que ambas partes están llegando a un buen acuerdo, aunque no posee más detalles.
“Ya estamos en la última etapa”, concluyó Porres Luna, doctora en geofísica por la Universidad de Bordeaux.
Ubicado en aguas superficiales frente a las costas de Tabasco, dentro de la provincia petrolera Cuencas del Sureste, Zama, área contractual en manos del consorcio formado por la firma inglesa Premier Oil y la alemana Wintershall Dea, mide 232 kilómetros cuadrados con un tirante de agua de 150 metros.
El campo posee recursos recuperables brutos por 670 millones de barriles de petróleo crudo, con una gravedad de 28 grados API, es decir, aceite ligero de alta calidad, de acuerdo con una evaluación de la consultora energética Netherland, Swell & Associates.
KAROL GARCIA/El Economista
En la 70 sesión extraordinaria del órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se aprobó la modificación al plan exploratorio del contrato 10 en la provincia de Cuencas Salinas, que la petrolera obtuvo mediante adjudicación en la Ronda 2.1 del 2017.
La petrolera italiana Ente Nazionale Idrocarburi (ENI) invertirá hasta 126.7 millones de dólares en los próximos dos años para la perforación de hasta dos pozos exploratorios en aguas someras del Golfo de México, con el fin de ampliar el potencial petrolero de su segundo descubrimiento en México: el campo Sáasken, donde en febrero pasado anunció un potencial de hasta 300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
En la 70 sesión extraordinaria del órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se aprobó la modificación al plan exploratorio del contrato 10 en la provincia de Cuencas Salinas, que la petrolera obtuvo mediante adjudicación en la Ronda 2.1 del 2017.
En su plan anterior, ENI consideró que además del prospecto Sáasken, donde tuvo éxito exploratorio, el área contractual tenía otras dos posibilidades de nuevos campos petroleros, denominados Sáasil y Sinaán, en los cuales definiría la perforación de un nuevo pozo para continuar con los hallazgos de su primer campo en esta zona que colinda con contratos en aguas profundas de Repsol al norte, y con los contratos de Talos y Capricorn en aguas someras al sur, además de asignaciones productivas de Petróleos Mexicanos (Pemex) en la franja más cercana a las costas de Tabasco y Veracruz.
Sin embargo, tras distintos trabajos de exploración superficial y caracterización de los recursos, definió que existen cuatro prospectos con una probabilidad de éxito exploratorio de hasta 39% de encontrar aceite ligero, que fueron denominados Celestún, Sayulita, Holbox y Mazunte, y sobre los cuales definirá en 2021 y 2022 la perforación de dos pozos exploratorios adicionales.
Así, el regulador aprobó este nuevo plan que incluye tres escenarios de trabajos que irá definiendo conforme obtenga nueva información. En el primero de los escenarios, como base invertirá 70.4 millones de dólares en un pozo que si resulta exitoso llevará las inversiones hasta 122.9 millones de dólares. En el segundo escenario la inversión inicial será de 88.1 millones de dólares y será la misma si amplía los trabajos, y en el tercer escenario, con los dos pozos que encontrarían nuevos campos, las inversiones iniciarían en 74.2 y podrían elevarse hasta 126.7 millones de dólares, de los cuales tres cuartas partes serán para las perforaciones.
Entre sus posibilidades, ENI consideró también la perforación de distintos tipos de pozos, que de igual forma realizará conforme obtenga mayor información del subsuelo en los estudios que realiza actualmente, con lo que en un tirante de agua de entre 250 y 600 metros, iría a profundidades de 2,000, 2,500 o hasta 3,600 verticales en sus perforaciones.
El área contractual 10 de la Ronda 2.1 de 533 kilómetros cuadrados fue adjudicada a la italiana ENI en consorcio con la rusa Lukoil, y posteriormente se integró al consorcio la británica Capricorn Energy. El pozo exploratorio Saasken-1 EXP se ubica en esta área, a 65 kilómetros aproximadamente, costa fuera de los estados de Veracruz y Tabasco. La perforación del pozo Saasken-1 EXP, autorizada por la CNH en marzo de 2019, fue perforado a una profundidad total de 3,830 metros desarrollados, con un tirante de agua de 338 metros.
Cabe recordar que este es el segundo descubrimiento que ENI notifica a la CNH en un lapso menor a tres años. En mayo de 2017, se le autorizó la perforación del pozo Miztón-2DEL y en junio de 2019 informó a la CNH el inicio de producción en el Campo Miztón, de la Ronda CNH-R02-L01/2016, en el cual el contratista prevé alcanzar 90,000 barriles por día e aceite y 60 millones de pies cúbicos diarios de gas en su pico de producción a final de 2021.
Entre los descubrimientos petroleros recientes más importantes , en diciembre de 2018 Petróleos Mexicanos (Pemex) anunció un hallazgo de hidrocarburos en un campo terrestre en el sureste del país que contendría reservas probadas, probables y posibles (3P) de 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, equivalentes al 2% de las reservas totales certificadas del país. De acuerdo con el gobierno mexicano, el Campo Quesqui representa el descubrimiento más importante en los últimos 30 años en la región sur.
En lo que respecta a la actividad exploratoria por parte de privados, ese mismo año se anunció el descubrimiento de Zama, del operador estadounidense Talos Energy, en la misma región con reservas por entre 400 y 800 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, así como Miztón 2, de la italiana ENI, con recursos por hasta 1,400 millones de barriles equivalentes.
