La autorización para perforar pozos exploratorios para las empresas privadas creció 2.7 veces durante 2019 tras pasar de siete autorizaciones en 2018 a 19 el año pasado, exponen datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Tal avance se vio reflejado en el total aprobado por el órgano regulador, mismo que tuvo un crecimiento del 35.8 por ciento al cerrar 2019 con 53 autorizaciones, es decir, 14 más respecto al año anterior donde 32 correspondieron a Pemex y el resto a operadoras como BHP, Talos Energy, Lifting, Murphy, Total y Secadero.
Para 2019 se sumaron firmas como Hokchi, Capricorn, Eni, Roma, Newpek, Oleum del Norte, PC Caligari, Mayacaste y Shell a quien se le autorizó perforar su primer pozo exploratorio, Chibu-1EXP en aguas ultraprofundas del Golfo de México.
Con 34 autorizaciones Pemex se adjudicó el 64 por ciento de las solicitudes, un crecimiento del seis por ciento respecto a 2018 con 32 autorizaciones.
Acorde con los datos del organismo presidido por Rogelio Hernández, la inversión programada asciende a 36 mil 790 millones de pesos tanto para la terminación y perforación de pozos: 27 mil 712 corresponden a Pemex y 13 mil 78 millones de pesos a operadores privados.
Con respecto a los recursos prospectivos la CNH detalló que se estiman 4 mil 41 millones de barriles de petróleo crudo equivalente donde 2 mil 68 millones de barriles de petróleo crudo equivalente serían aportados por Pemex y mil 973 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de los privados.
En 2019 se concluyeron 58 pozos: 26 pozos exploratorios y seis delimitadores, informó la CNH.
Cabe destacar que entre agosto de 2014 y diciembre pasado, la CNH permitió perforar 242 pozos de los cuales 198 han sido de Pemex, nueve de Hokchi, siete de la italiana Eni y 28 de distintos operadores; del total, 181 fueron pozos exploratorios distribuidos de la siguiente manera: 63 en campos terrestres, 80 en aguas someras y 38 en aguas profundas y ultra profundas.
91 pozos (50 por ciento) fueron productores de aceite y gas; 46 (25 por ciento) fueron improductivos; 14 pozos (ocho por ciento) fueron productores no comerciales; 13 pozos (siete por ciento) fueron productores de gas y condensado; 9 pozos (cinco por ciento) fueron accidente mecánico; 3 pozos (dos por ciento) tuvieron columna geológica imprevista; 4 pozos (dos por ciento) fueron productores de gas húmedo y uno sólo fue inyector.
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