Se prevé una inversión de 43.5 mdd
Autorizan a Pemex la modificación al plan de perforación del pozo Racemosa-1EXP
El operador solicitó un cambio de trayectoria de tipo “J” a tipo “S”, a fin de alejarse 730 metros a nivel cretácico del plano de falla
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción la modificación del plan de perforación del pozo exploratorio terrestre Racemosa-1EXP.
El operador solicitó un cambio de trayectoria de tipo “J” a tipo “S”, a fin de alejarse 730 metros a nivel cretácico del plano de falla y así evitar el riesgo de perforar sobre dicho plano.
El pozo exploratorio terrestre Racemosa-1EXP, que forma parte de la asignación AE-0142 Comalcalco, se ubica en el estado de Tabasco, dentro de la provincia petrolera de Cuencas del Sureste y tiene una superficie de 1,017.5 kilómetros cuadrados.
El operador espera encontrar un recurso prospectivo de aceite super ligero de 41 grados API de 69 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con un porcentaje de éxito geológico del 38 por ciento.
Para su realización se invertirá un total de 43.5 millones de dólares, para perforación se utilizarán 33.8 mdd y para su terminación 9.7 mdd.
Para la perforación y terminación del Pozo se prevé una duración de 157 días: 97 días para la perforación (del 8 de marzo al 13 de junio de 2020) y 60 días para la terminación (del 14 de junio al 13 de agosto de 2020).
Cabe mencionar que la terminación del pozo Racemosa-1EXP considera la realización de dos pruebas convencionales de producción, una a nivel cretácico y otro a nivel Jurásico Superior Kimmerdgiano.
Además, la Comisión Nacional de Hidrocarburos también aprobó a la petrolera Shell la modificación al plan de exploración del contrato CNH-R02-L04-AP-PG06/2018.
La modificación a dicho plan consiste en recalendarizar las actividades relativas a la perforación de pozos exploratorios para el escenario máximo alternativo, las cuales se adelantan un trimestre respecto a las aprobadas.
El programa de inversiones de Shell prevé costos que fluctúan entre los 78 millones de dólares base y los 311,1 millones de dólares en el alternativo máximo.
El operador considera en un escenario base una prospección de 204 millones de barriles de hidrocarburo y en el escenario máximo alternativo un volumen total a incorporar de 42 millones de barriles de crudo.
El Área Contractual AP-PG06 se localiza en el noreste del Golfo de México, en la porción Sub-salina del Cinturón Plegado Perdido, aproximadamente a 155 km al noreste de la Ciudad de Tampico, Tamaulipas.
JVR