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Exploración y Producción

PEMEX: descubrimiento de campo gigante de petróleo en Tabasco

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PEMEX Petróleo
  • ​​Se trata del tercer campo gigante descubierto en esta administración.
  • El volumen inicial de este campo se estima entre 500 y 600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
  • ​La nueva estrategia de focalizar la inversión en aguas someras demuestra el éxito en la incorporación de reservas.

En la ceremonia por el 83 Aniversario de la Expropiación Petrolera encabezada por el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, el director general de Petróleos Mexicanos (PEMEX), Octavio Romero Oropeza, dio a conocer el hallazgo de un nuevo campo petrolero gigante denominado Dzimpona-1, en el estado de Tabasco, cuyo volumen inicial se estima entre 500 y 600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Romero Oropeza expuso que este yacimiento denominado Dzimpona-1, tiene la particularidad de encontrarse cerca de Valeriana y Racemosa, dos yacimientos más, que agregan en conjunto entre 900 y 1,200 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Dentro de esta misma área, dijo, se están explorando otros yacimientos: Popté, Tiribish, y una posible extensión del propio campo Dzimpona, que, de resultar exitosos, incrementarían de manera importante el potencial en esta zona.

En el acto conmemorativo, el titular de PEMEX precisó que, por la relevancia de esta área, se le estaría elevando al rango de complejo petrolero y se le denominará “General Francisco J. Múgica”, en honor a quien fuera gobernador de Tabasco durante dos periodos, además de que fue protagonista de la gesta de la expropiación petrolera y participó en la redacción del histórico Decreto de Expropiación que expidió el General Lázaro Cárdenas.

Del 2021 al 2023, se prevé que en este complejo se perforen 65 pozos, alcanzando una producción de 138 mil barriles por día de aceite y 1,349 millones de pies cúbicos de gas por día. En comparación con otros nuevos campos, en este complejo el volumen del gas es superior al de aceite, lo cual es muy alentador para la producción futura de gas.

El titular de la empresa productiva del Estado explicó que focalizar la inversión en aguas someras, demuestra el éxito en el cambio de la política de exploración de PEMEX, ya que los recientes descubrimientos se traducen en una incorporación de reservas 3P de 4,800 millones de barriles en los dos años de esta administración, y se espera incorporar cuando menos 2,385 millones para este 2021.

Indicó además que se ha tenido una recuperación del 5% en la reserva probada 1P, incrementándose de 7 mil a 7 mil 400 millones de barriles. Se espera que para el presente año ésta alcance los 7 mil 800 millones de barriles. De esta manera, PEMEX se fortalece y se hace más sustentable.

Romero Oropeza resaltó que el desarrollo de campos nuevos contribuye con 160 mil barriles de petróleo diarios y al cierre de este año se espera llegar a 465 mil barriles por día. Además, expuso que para la producción futura de gas se estima tener un incremento aproximado de 4,287 millones de pies cúbicos de gas diarios a fines de 2023, lo que podría equivaler al 60 por ciento del gas que se demandará en esas fechas en el país.

En lo que va de esta administración, se redujo el costo de producción de un barril de petróleo al pasar de 14.1 dólares por barril en 2019 a 11.2 dólares en el 2020; es decir, 2.9 dólares menos por barril. Asimismo, se han ahorrado más de 40 mil millones de pesos en trabajos de exploración y producción y, para este 2021, se espera ahorrar 20 mil millones de pesos adicionales.

Finalmente, anunció que, PEMEX no tiene nada que ocultar, y en un hecho sin precedentes en la empresa, a partir de hoy iniciará la publicación de un reporte mensual con el detalle de todos los proveedores y contratistas que tienen un contrato firmado con la empresa, el cual no requiere de ninguna solicitud o trámite especial para tener acceso a esta información. Lo anterior, como un ejercicio contundente de transparencia y rendición de cuentas y cero tolerancias a intermediarios, gestores y coyotes.

Fuente: PEMEX

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Maersk Drilling asegura extensión de contrato para Maersk Discoverer

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Maersk Discoverer

CGX Resources, operador y socio de empresa conjunta con Frontera Energy Guyana Corp, ha ejercido una opción para perforar un pozo de exploración adicional en la costa de Guyana.

Se espera que el trabajo comience en la primera mitad de 2022 en la continuación directa del contrato de la plataforma semisumergible Maersk Discoverer con Shell Trinidad. Con esta opción llamada, Maersk Discoverer está completamente reservado a lo largo de 2021 y parte de 2022.

«Es un placer trabajar para CGX. La plataforma ha perforado con éxito el primer pozo y estamos agradecidos por la oportunidad de apoyar su éxito continuo en Guyana. La región tiene un gran potencial y con nuestras múltiples plataformas activas en el área, estamos bien posicionados para aprovechar las perspectivas positivas para el desarrollo de hidrocarburos en las Américas «, dice el Director de Operaciones Morten Kelstrup de Maersk Drilling.

Maersk Discoverer es una plataforma de perforación semisumergible posicionada dinámicamente, estabilizada por columnas DSS-21, capaz de operar en profundidades de agua de hasta 10,000 pies. Actualmente está operando en la costa de Guyana para CGX Resources Inc. Después del contrato con CGX, la plataforma comenzará un contrato con BG International, una subsidiaria de Shell, en Trinidad y Tobago, como se indica en el reciente informe de estado de la flota de Maersk Drilling .

Fuente: Maersk Drilling

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C-Innovation se adjudica contrato de varios años para servicio RLWI

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Island Venture -ECO-
Offshore Supply Vessel (OSV) Island Venture

C-Innovation (C-I), una filial de Edison Chouest Offshore (ECO) y su familia de empresas, se ha adjudicado un contrato de varios años para los servicios de intervención de pozos ligeros sin elevador (RLWI,-Riserless Light Well Intervention-) con el mayor operador en el Golfo de México.

El contrato es para la prestación de servicios RLWI a bordo del M/V Island Venture, el buque de intervención insignia de C-I puesto en marcha en 2017. El buque, de 160 metros de eslora y con DP3, es ideal para realizar intervenciones en aguas profundas sin tubo ascendente en el Golfo de México. Se espera que realice actividades de intervención en ocho a diez pozos al año, incluyendo cableado y estimulaciones.

El Vicepresidente de C-I, David Sheetz, dijo: “Este nuevo contrato es el resultado directo de nuestros logros con el mismo operador durante los últimos dos años. Estoy muy orgulloso de nuestros equipos y asociaciones tanto con Halliburton como con Baker Hughes para ofrecer el tipo de éxito que nos permite seguir siendo los líderes con nuestra solución de fuente única para RLWI en aguas profundas en el Golfo de México”.

“Estos son tiempos emocionantes para nuestra industria”, dijo Dino Chouest, Presidente de C-Innovation. “El pensamiento de avanzada y las ideas innovadoras que nuestros equipos han desarrollado en los últimos dos años están estableciendo nuevos estándares en las intervenciones de pozos sin tubo ascendente en aguas profundas. Esperamos ampliar nuestra oferta con más buques y soluciones avanzadas en un futuro próximo”.

Acerca de C-Innovation

C-Innovation (C-I), filial de Edison Chouest Offshore (ECO), es una empresa global de servicios marítimos integrados especializada en soluciones submarinas avanzadas, incluyendo servicios de vehículos operados por control remoto (ROV) y construcción submarina. Proporcionan soluciones innovadoras a retos complejos en ingeniería, gestión de proyectos y operaciones de desarrollo de campos submarinos en el sector del petróleo y el gas.

Fuente: C-Innovation

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Aker BP realiza pequeño descubrimiento de gas en el Mar de Barents

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Aker BP descubrimiento menor de gas en Mar de Barents
Plataforma Deepsea Nordkapp (Foto: Odfjell Drilling)

La compañía de petróleo y gas Aker BP ha hecho un descubrimiento menor de gas al sur del descubrimiento de gas Korpfjell en el Mar de Barents, dijo la Dirección de Petróleo de Noruega (NPD).

La NPD dijo el martes que Aker BP concluyó la perforación del pozo 7234/6-1 en la licencia de producción 858, donde la compañía es el operador con una participación del 40%. Los socios de la licencia son Equinor, Petoro y Lukoil, todos con una participación del 20%.

El pozo se perforó a unos 160 kilómetros al sur del descubrimiento de gas de Korpfjell, en la parte oriental del Mar de Barents, y a 290 kilómetros al noreste de Vardø.

El objetivo del pozo era demostrar la existencia de petróleo en rocas carbonatadas del Carbonífero tardío y del Pérmico temprano, la formación Ørn.

Según el NPD, Aker BP encontró una columna de gas de 57 metros en la formación Ørn, de los cuales 26 metros en rocas carbonatadas de calidad pobre a moderada.

No se ha encontrado el contacto gas/agua, pero se han recogido muestras de agua. El descubrimiento de gas tiene un alto contenido de CO2.

El pozo encontró rastros de gas en varias capas finas de arenisca de calidad variable en la formación Snadd, Kobbe y Havert del Triásico.

Las estimaciones preliminares sitúan el tamaño del descubrimiento entre 1,6 y 2,1 millones de metros cúbicos estándar (Sm3) de petróleo equivalente recuperable.

El descubrimiento no se considera financieramente rentable en la actualidad, pero los titulares de la licencia evaluarán el descubrimiento junto con las perspectivas restantes en la licencia de producción.

Este es el primer pozo de exploración en la licencia de producción 858. Esta licencia se adjudicó en la 23ª ronda de concesión de licencias en 2016. El pozo se perforó a una profundidad vertical de 4.003 metros bajo el nivel del mar y terminó en la formación Ørn a una profundidad de 247 metros. El pozo ha sido taponado y abandonado definitivamente.

El pozo fue perforado por la instalación de perforación Deepsea Nordkapp, que ahora perforará agujeros piloto en la licencia de producción 146 del Mar del Norte, donde Aker BP ASA es el operador.

Vale la pena recordar varias cosas. En concreto, Aker BP obtuvo el permiso de perforación para los pozos 7234/6-1 a finales de mayo. La Autoridad Noruega de Seguridad Petrolera (PSA) dio su consentimiento para utilizar la plataforma Deepsea Nordkapp en el pozo un mes antes.

Asimismo, Aker BP ejerció en marzo de 2021 la segunda opción de 12 meses para la plataforma Deepsea Nordkapp, propiedad de Odfjell Drilling, en virtud de un contrato suscrito entre las partes en abril de 2018.

Fuente: Offshore Energy

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