{"id":622376,"date":"2019-12-18T12:00:00","date_gmt":"2019-12-18T12:00:00","guid":{"rendered":""},"modified":"2019-12-18T09:25:52","modified_gmt":"2019-12-18T09:25:52","slug":"petroleo-y-gas-2019-12-18-destinaran-mas-de-mil-mdd-para-la-extraccion-de-hidrocarburos-en-farmout","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/quesignificamx.com\/energy21\/petroleo-y-gas-2019-12-18-destinaran-mas-de-mil-mdd-para-la-extraccion-de-hidrocarburos-en-farmout\/","title":{"rendered":"Destinar\u00e1n m\u00e1s de mil mdd para la extracci\u00f3n de hidrocarburos en farmout de Pemex"},"content":{"rendered":"
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Petrolera C\u00e1rdenas Mora, filial de la petrolera egipcia Cheiron Holdings Limited, destinar\u00e1 poco m\u00e1s de mil millones de d\u00f3lares para la extracci\u00f3n de hidrocarburos<\/strong> en los campos C\u00e1rdenas-Mora<\/strong> integrados en el contrato bajo la modalidad de licencia CNH-A3.C\u00e1rdenas-Mora\/2018 suscrito en asociaci\u00f3n (farmout) con Pemex en marzo de 2018. <\/o:p><\/p>\n

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El monto de inversi\u00f3n fue avalado por el \u00f3rgano de gobierno de la Comisi\u00f3n Nacional de Hidrocarburos durante la sesi\u00f3n extraordinaria n\u00famero 74 como parte de la modificaci\u00f3n al Plan de Desarrollo para la Extracci\u00f3n del \u00e1rea en cuesti\u00f3n. <\/o:p><\/p>\n

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En este espacio, Alan Isaak Barkley, integrante de la Unidad T\u00e9cnica de Extracci\u00f3n y su Supervisi\u00f3n refiri\u00f3 que la propuesta de modificaci\u00f3n considera cuatro puntos: mantenimiento de la producci\u00f3n actual; incremento de la misma producci\u00f3n a trav\u00e9s de la perforaci\u00f3n de tres pozos y reparaciones mayores en ambos campos; optimizaci\u00f3n de recursos para eficiente el costo por barril y por \u00faltimo, la toma de informaci\u00f3n (presi\u00f3n y temperatura). <\/o:p><\/p>\n

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\u201cEl costo total es de mil 29 millones de d\u00f3lares, una inversi\u00f3n de 127 millones que representa 60 por ciento m\u00e1s a lo ya aprobado\u201d, indic\u00f3. <\/o:p><\/p>\n

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Con respecto al gasto de operaci\u00f3n<\/strong>, Barkley se\u00f1al\u00f3 que \u00e9ste increment\u00f3 22 por ciento al pasar de de 807 millones de d\u00f3lares a 902 millones<\/strong> hacia el l\u00edmite contractual que es en 2043; asimismo, este nuevo plan prev\u00e9 extraer reservas por 34.7 millones de barriles de aceite crudo y 78 mil 520 millones de pies c\u00fabicos de gas<\/strong>.<\/o:p><\/p>\n

El expositor explic\u00f3 que el campo C\u00e1rdenas tiene un volumen original de mil 300 millones de aceite y una reserva de 24.5 millones de barriles aceite. Para gas el volumen original es de dos mil 466 millones de pies c\u00fabicos de gas y 52.5 miles de millones de pies c\u00fabicos de reservas con un factor de recuperaci\u00f3n del 45.8 por ciento. <\/o:p><\/p>\n

En el caso del campo Mora se tiene un volumen original de casi 400 millones de barriles de aceite con reservas de 10 millones de barriles de aceite, un volumen original de gas de 600 miles de millones de pies c\u00fabicos de gas y una reserva de 25.8 miles de millones de pies c\u00fabicos con un factor de recuperaci\u00f3n proyectado de 34.6 por ciento. <\/o:p><\/p>\n

En este farmout el porcentaje de participaci\u00f3n es de 50 por ciento para cada compa\u00f1\u00eda<\/strong>. <\/p>\n

17 asignaciones aprobadas<\/o:p><\/h3>\n

Hasta este martes, la CNH presidida por Rogelio Hern\u00e1ndez sum\u00f3 a su lista de autorizaciones cinco Planes de Exploraci\u00f3n presentados por Pemex Exploraci\u00f3n y Producci\u00f3n para cinco asignaciones alcanzando as\u00ed 17 de los 42 ya recibidos. <\/o:p><\/p>\n

En su pen\u00faltima sesi\u00f3n de 2019, el \u00f3rgano regulador aprob\u00f3 AE-0157-Chalabil, AE-0159-Chalabil, AE-0121-Tampico Misantla, AE-0123-Tampico Misantla y AE-0125-Llave<\/strong>, cuyos t\u00edtulos de Asignaci\u00f3n fueron emitidos por la Secretar\u00eda de Energ\u00eda el 28 de agosto de 2019.<\/o:p><\/p>\n

En una nota informativa, la CNH precis\u00f3 que si se toman en consideraci\u00f3n los prospectos del escenario base y el escenario incremental, en estas 17 Asignaciones se consideran 82 prospectos exploratorios a perforar (25 para el escenario base y 57 para el escenario incremental). <\/o:p><\/p>\n

\u201cEl total de los recursos prospectivos calculados para dichos prospectos es de 4 mil 686 millones de barriles equivalentes de crudo (sin considerar riesgo), y en caso de \u00e9xito de los 82 prospectos se considera un volumen total de mil 420 millones de barriles equivalentes de crudo como posible reserva a incorporar, para el periodo de 2019 a 2023\u201d, apunta el texto.<\/p>\n

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