Durante la 21ª Sesión Extraordinaria de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), se aprobó el Plan de Desarrollo para la Extracción del Contrato CNH-R02-L02-A10.CS/2017, presentado por Pantera Exploración y Producción.

Se trata de un Área Contractual Terrestre en la modalidad de Licencia, productora de gas seco, con una superficie de 347.33 km², localizada en los municipios de Macuspana y Jonuta, del estado de Tabasco.

Pantera Exploración y Producción presentó dos alternativas, de las cuales eligió la “Alternativa 2”. El Alcance del Plan de Desarrollo en la alternativa seleccionada contempla, al límite económico del Área Contractual (2021-2026), la recuperación 3.22 MMMpc mediante una Reparación Menor (RME), así como el abandono de tres pozos y tres líneas de descarga en el año 2027.

El costo total para lo anterior, en el periodo 2021.2027, se calcula en 1.516 MMUSD, de los cuales 1.321 serán para Gasto de operación, y 0.195 MMUSD para gastos de abandono, a erogarse en el año 2027.

Además, la CNH aprobó otro Plan de Desarrollo presentado por Pantera Exploración y Producción. Se trata de un Área Contractual Terrestre en la modalidad de Licencia, productora de gas seco y gas húmedo, con una superficie de 231.37 km², localizada en los municipios de Reynosa y Río Bravo, del estado de Tamaulipas.

El Área Contractual está conformada por los Bloques 5A y 5B, el primero ubicado aproximadamente a una distancia de 15.29 km de la Ciudad de Reynosa, mientras que el segundo se encuentra aproximadamente a una distancia de 10.69 km de Ciudad Río Bravo, dentro del Estado de Tamaulipas, ambos bloques geológicamente se ubican en la Cuenca de Burgos.

El objetivo del Plan de Desarrollo contempla mantener la continuidad operativa de los pozos que se encuentran actualmente produciendo, cuyas actividades en su conjunto tienen la finalidad de incrementar el valor y el potencial de desarrollo del área contractual.

El Operador presentó dos alternativas, de las cuales eligió la “Alternativa 2”, ya que permite maximizar el valor económico y la explotación de las reservas en los campos del Área Contractual. Esta opción considera la producción base planteada en la “Alternativa 1” y, además, la ejecución de un total de diez reparaciones de pozos, las cuales incluyen dos RMA en el pozo Anona-1, y ocho RME en los pozos Janambre-1, Pame-1, Yunque-1, Organdí-1, Casta-1 y Anona1. Mediante esta alternativa de desarrollo, se estima una recuperación de 9.33 MMMpc hasta el límite económico estimado de 10 años.

Los costos totales se prevén del orden de 7.38 MMUSD, en el periodo 2021-2031, de los cuales 2.32 MMUSD corresponden a inversiones, y 5.06 MMUSD corresponden a gastos operativos.