La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Petróleos Mexicanos (Pemex) el plan de desarrollo del campo prioritario Hok, en aguas someras, del cual se pretende extraer 16,000 barriles de crudo diarios en el 2021 y de 25 millones de pies cúbicos diarios de gas en el pico del 2023, con una inversión de 433.3 millones de dólares en toda la etapa productiva del campo que concluirá en el 2029.

Hok es el decimosexto desarrollo prioritario que aprueba la CNH a la estatal petrolera, que en conjunto ya tiene planes para la perforación de 113 pozos que al 2022 permitirán la extracción de 300,000 barriles diarios de petróleo y 900 millones de pies cúbicos de gas.

Este campo, ubicado en asignación Chalabil frente a las costas de Tabasco, tiene una superficie de 16 kilómetros cuadrados a un tirante de agua de 17 metros y fue descubierto en el 2017. Tiene un potencial de extracción en tres yacimientos o profundidades distintas, con reservas probadas más probables (2P) certificadas de 39.15 millones de barriles de aceite y 56,210 millones de pies cúbicos de gas natural.

Las actividades contempladas en el campo incluyen la perforación de cuatro pozos de desarrollo, la construcción de una plataforma y un ducto, además de 29 intervenciones menores a la infraestructura.

Además, en la 56 sesión extraordinaria del órgano de gobierno del regulador, detallaron que gracias a los cambios en la política relativa a los hidrocarburos no convencionales o shale, Pemex modificó su estrategia exploratoria en la asignación AE-0382-3M Amatitlán, ubicada en la provincia de Tampico Misantla a 53 kilómetros de Poza Rica, donde se reduce de 44 a 19 millones de barriles de petróleo crudo equivalente el potencial de hidrocarburos a incorporar al buscar únicamente recursos convencionales en el área.

Para ello, la CNH aprobó la perforación de dos pozos, Kela y Taxtunu, mismos que requerirán inversiones conjuntas de 22 millones de dólares en el 2019 y el 2020, luego de que el regulador aprobó también la ejecución de estas dos perforaciones, que comienzan en septiembre.

Exploración de la ronda 3.1

La CNH aprobó además dos planes de exploración para contratos en los que Pemex funge como operador tras adjudicaciones de la Ronda 3.1. En éstos, se invertirán casi 123 millones de dólares en los próximos cuatro años.

En el contrato G-CS-02, en que Pemex está asociado con la francesa Total, se realizará únicamente la evaluación de plays y estudios sísmicos y de caracterización, con una inversión de 17.9 millones de dólares. En la medida en que se vaya desarrollando la exploración, se espera que se presenten cambios para la perforación de por lo menos un pozo, dijo al respecto el comisionado Néstor Martínez.

En tanto, para el contrato AS-CS-13 que Pemex Exploración y Producción obtuvo en la Ronda 3.1 en aguas someras del golfo, se aprobó el plan de exploración que contempla dos pozos a perforarse en el 2020 y el 2022, que se denominarán Masan, con un prospecto de incorporar 63 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y Binak, con un potencial de 84 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Ambos tienen potencial de encontrar aceite medio a 75 metros de tirante de agua. La inversión asociada llegará a 105 millones de dólares al 2023.

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