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Pemex invertirá 81.6 mdd en perforación del pozo Pokche-101EXP

Pemex invertirá 81.6 mdd en perforación del pozo Pokche-101EXP

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la solicitud de Pemex para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Pokche-101EXP.

Durante la 20ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno, la CNH detalló que la perforación se efectuará dentro de la asignación AE-0151-Uchukil, a 28 kilómetros del puerto de Dos Bocas, Tabasco.

El plan de perforación de Pokche-101EXP se encuentra contemplado en el escenario base del programa de exploración aprobado por el regulador el 10 de noviembre del 2020.

Pemex busca alcanzar los objetivos geológicos del Cretácico y el Jurásico Superior Kimmeridgiano; donde esperan encontrar recursos prospectivos a la media sin riesgo de 37 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

De acuerdo con la CNH, Pemex espera encontrar aceite ligero de 38.9 y 39.3 grados API, con una probabilidad de éxito geológico del 37%.

Tanto la perforación como la terminación se realizarán en 258 días, iniciando el 12 de marzo y concluyendo el 25 de noviembre.

Para ello, se pretende perforar un pozo direccional tipo “J” con una profundidad total programada de 7,298 metros verticales.

Los costos programados del pozo serán de 81.6 millones de dólares, de los cuales 59 millones serán utilizados en la perforación del pozo y 22 millones para la terminación.

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El martes, la CNH aprobó a Pemex la modificación del Plan de Desarrollo de Extracción para el campo Etkal.

Campo Etkal es una Asignación de Extracción de hidrocarburos; que se localiza en aguas someras del Golfo de México; a 56 km al noreste de Ciudad del Carmen, Campeche.

Las causas que justifican la modificación al Plan de Desarrollo vigente son: la variación en el número de pozos a perforar; debido a que no se tuvo disponibilidad de equipos, y la cancelación del pozo Etkal-26.

Pemex también aumentará 15% en la inversión a ejecutar, ya que no se erogó la inversión aprobada originalmente; y la variación del 30% en el volumen de hidrocarburos a producir, como consecuencia de la actualización del modelo estático y dinámico.

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