La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó la perforación de 24 pozos en el segundo trimestre del 2022, de los cuales, 16 son exploratorios y 8 delimitadores. 12 se encuentran en perforación y 12 están por iniciar.
De acuerdo con la CNH, 16 son pozos terrestres, siete en aguas someras, uno en aguas profundas. Pemex encabeza las autorizaciones con 18, dos, para Hokchi y dos para IHSA; una para Murphy, y una más para Newpek.
En los 24 pozos se estiman recursos prospectivos por 265.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), a la media con riesgo. De los cuales, 117.5 MMbpce se estiman en tierra (44%), 86 MMbpce en aguas someras (32%), y 62.2 MMbpce en aguas profundas (24%).
Adicionalmente, se estiman recursos contingentes en el orden de 215.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
De acuerdo con el órgano regulador, sobresalen tres pozos exploratorios que, en conjunto, concentran el 50% de los recursos prospectivos. Se tratan del pozo en aguas profundas Tulum-1EXP de Murphy (62.2 MMbpce), y los pozos en aguas someras Nanka-1EXP (46 MMbpce), y Chaya-1001EXP (25.5 MMbpce).
Igualmente, tres pozos delimitadores figuran con los recursos contingentes, al concentrar el 57% de estos recursos. Se trata del pozo en aguas someras Xaxamani-4DEL de Hokchi (53 MMbpce), y los pozos terrestres de Pemex, Chawila-1DEL (35 MMbpce) y Chawila-1DEL (35 MMbpce).
La inversión total programada en 16 pozos exploratorios asciende a 406.8 millones de dólares; mientras que en los ocho pozos delimitadores la inversión es de 293.7 millones de dólares.
Los pozos cxploratorios con una mayor inversión programada son: Popoca 1-EXP (88.6 mdd) y Nanka-1EXP (76.8 mdd), en aguas someras, de Pemex; así como el pozo Tulum-1EXP (66 mdd), en aguas profundas, de Murphy, en conjunto, estos tres pozos suman el 57% de la inversión total programada.
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Por otra parte, en el segundo trimestre, se recibieron informes de 11 pozos: seis pozos terrestres y cinco de aguas someras. Adicionalmente, cuatro pozos resultaron descubridores de aceite (37%); tres fueron productores no comerciales (27%); uno resultó productor (9%), y tres pozos resultaron invadidos por agua (27%).
En total, la inversión de estos 11 pozos fue por 443.4 millones de dólares, inferior al desembolso programado de 455.4 millones de dólares.
