La CNH autorizó a Pemex la modificación del plan de exploración de una asignación terrestre en el estado de Tabasco.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó a Pemex Exploración y Producción la modificación del plan de exploración de la asignación AE-0142-3M-COMALCALCO.
La asignación terrestre cuenta con una superficie de mil 017.43 kilómetros cuadrados, se ubica al sureste de México, en el estado de Tabasco, dentro de la provincia petrolera de las Cuencas del Sureste.
El motivo de modificación al plan es el otorgamiento del Periodo Adicional de Exploración (PAE), cuyo objetivo es continuar con la incorporación de reservas y la evaluación del potencial petrolero de los plays plioceno temprano, mioceno tardío, cretácico, cretácico tardío, kimmeridgiano y oxfordiano, con actividades en dos escenarios operativos.
En el escenario base: el procesado de sísmica 3D en 153.15 kilómetros cuadrados, la realización de tres estudios exploratorios (2 identificación, evaluación y selección de Prospectos), y una prueba de prospectos para Tiribish-1EXP.
Mientras que en el escenario Incremental se contempla realizar: Información sísmica 3D (Huelitli 3D en 979.38 kilómetros cuadrados de adquisición sísmica; y 979.38 kilómetros de procesado sísmico, PSDM-RTM), 10 estudios exploratorios (5 diseños VCD, y 5 prueba de prospectos para Xamitl-1EXP, Yamoc-1EXP, Escuintle-401EXP, Valeriana-101EXP, y Shuku-1EXP.
Así como la perforación de los pozos Xamitl-1EXP, Yamoc-1EXP, Escuintle-401EXP, Valeriana-101EXP, Shuku-1EXP, Huelitli-1EXP, y Kostli-1EXP.
De acuerdo con la información proporcionada por Pemex PEP, identificó e incorporó cinco prospectos adicionales factibles a ser perforados en la asignación, durante el Periodo Adicional de Exploración.
Se evaluarán recursos prospectivos por 272.9 millones de barriles de petróleo equivalente y en caso de éxito, de acuerdo con la información disponible, se podrían incorporar recursos entre 27.5 y 64.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
La inversión estaría en un rango de 32.92 a 252.8 millones de dólares, considerando ambos escenarios operativos.
La CNH autorizó a Pemex la modificación del plan de exploración de una asignación terrestre en el estado de Tabasco.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó a Pemex Exploración y Producción la modificación del plan de exploración de la asignación AE-0142-3M-COMALCALCO.
La asignación terrestre cuenta con una superficie de mil 017.43 kilómetros cuadrados, se ubica al sureste de México, en el estado de Tabasco, dentro de la provincia petrolera de las Cuencas del Sureste.
El motivo de modificación al plan es el otorgamiento del Periodo Adicional de Exploración (PAE), cuyo objetivo es continuar con la incorporación de reservas y la evaluación del potencial petrolero de los plays plioceno temprano, mioceno tardío, cretácico, cretácico tardío, kimmeridgiano y oxfordiano, con actividades en dos escenarios operativos.
En el escenario base: el procesado de sísmica 3D en 153.15 kilómetros cuadrados, la realización de tres estudios exploratorios (2 identificación, evaluación y selección de Prospectos), y una prueba de prospectos para Tiribish-1EXP.
Mientras que en el escenario Incremental se contempla realizar: Información sísmica 3D (Huelitli 3D en 979.38 kilómetros cuadrados de adquisición sísmica; y 979.38 kilómetros de procesado sísmico, PSDM-RTM), 10 estudios exploratorios (5 diseños VCD, y 5 prueba de prospectos para Xamitl-1EXP, Yamoc-1EXP, Escuintle-401EXP, Valeriana-101EXP, y Shuku-1EXP.
Así como la perforación de los pozos Xamitl-1EXP, Yamoc-1EXP, Escuintle-401EXP, Valeriana-101EXP, Shuku-1EXP, Huelitli-1EXP, y Kostli-1EXP.
De acuerdo con la información proporcionada por Pemex PEP, identificó e incorporó cinco prospectos adicionales factibles a ser perforados en la asignación, durante el Periodo Adicional de Exploración.
Se evaluarán recursos prospectivos por 272.9 millones de barriles de petróleo equivalente y en caso de éxito, de acuerdo con la información disponible, se podrían incorporar recursos entre 27.5 y 64.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
La inversión estaría en un rango de 32.92 a 252.8 millones de dólares, considerando ambos escenarios operativos.
