La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó dos programa de trabajo 2021 y el presupuesto asociado al mismo, de Capricorn Energy México respecto del plan de exploración para el Contrato CNH-R03-L01-G-TMV-01/2018 y para el contrato CNH-R02-L01-A9.CS/2017.
Durante la trigésima cuarta sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno de la comisión se expuso que el área contractual del primer contrato tiene una superficie de 494.63 kilómetros cuadrados, localizados en aguas someras frente a la costa de Veracruz, dentro de las provincias geológicas Tampico-Misantla y Cinturón Extensional Quetzalcóatl, así como en la provincia petrolera Tampico-Misantla.
La CNH explicó que se trata de un contrato en la modalidad de Producción Compartida. El objetivo del Programa de Trabajo 2021 es continuar con la evaluación petrolera, para lo que se destinará un presupuesto de 1.95 millones de dólares.
Respecto al área A9.CS de la Ronda 2.1, que se localiza en la Cuenca Salina, frente a Tabasco. Se realizarán actividades de general, geología, otras ingenierías y seguridad, salud y medio ambiente, esto con un presupuesto de 4.86 millones de dólares.
También dio el visto bueno a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, presentado por Pemex, respecto de la Asignación A-0156-3M-Campo Huizotate.
La Asignación se ubica dentro de la provincia petrolera Tampico-Misantla, en el municipio de Tihuatlán, Veracruz. El programa de inversiones considera una erogación de 93.04 millones de dólares, que sumado a 0.12 millones de otros egresos, hacen un costo total del proyecto de 93.15 millones.
El operador propone a la vigencia de la Asignación, la perforación de 27 pozos, una reparación mayor, 121 reparaciones menores, tres ductos y cinco taponamientos, con lo que extraerá un volumen de 2.97 millones de barriles de aceite y 4.16 mil millones de pies cúbicos de gas.
Adicionalmente autorizó a Pemex la modificación de la autorización, para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Copali-1EXP.
La construcción del pozo se realizará en 140 días, y se espera confirmar recursos prospectivos de 5.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con un costo de 40.79 millones de dólares.
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