El primero de estos campos es el denominado Camatl, donde Petróleos Mexicanos se propone recuperar un volumen de 24.15 millones de barriles de aceite y 11.56 miles de millones de pies cúbicos de gas entre 2024 y 2040.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) continúa con las aprobaciones de desarrollos adelantados de campos petroleros en el país, luego de que aprobó dos modificaciones a planes de extracción para que Petróleos Mexicanos (Pemex) arranque el desarrollo de campos nuevos en aguas someras de las costas de Tabasco y tierra adentro en Chiapas, además de un nuevo desarrollo derivado de un pozo exploratorio en el campo Ébano, operado por Diavaz en San Luis Potosí luego de una migración a contrato de licencia. Entre los tres planes se comprometieron inversiones por 353.4 millones de dólares.
El primero de estos campos es el denominado Camatl, donde Petróleos Mexicanos se propone recuperar un volumen de 24.15 millones de barriles de aceite y 11.56 miles de millones de pies cúbicos de gas entre 2024 y 2040.
Para ello, consideró realizar dos perforaciones y sus respectivas terminaciones, dos reparaciones mayores y 16 reparaciones menores.
El costo total se estima en 331.75 millones de dólares, de los cuales 275.52 millones serán para inversión y 56.23 millones de dólares para gasto de operación.
Por otro lado, se aprobó el desarrollo del campo Juspi, con el cambio en el plan de desarrollo de la asignación terrestre ubicad al sur del país.
Para justificar la modificación, el asignatario estimó que el Plan de Desarrollo para la extracción alcanzará una producción máxima de 14,400 barriles diarios de aceite en 2024.
El costo total se estima en 18.83 millones de dólares de los cuales 15.16 millones se destinarán a Inversión y 3.67 millones para gasto de operación.
Finalmente, se aprobó una modificación para continuar con la extracción en el campo terrestre Ébano, al norte del país, donde la mexicana DS Servicios Petroleros controlada por Grupo Diavaz tiene un contrato en asociación con Pemex.
“El objetivo de la modificación al programa de transición es dar continuidad a la producción temprana del pozo Ébano-3000EXP, así como el incremento de la producción al incorporar dos pozos de desarrollo”, según le expuso DS Servicios a la CNH.
Durante la vigencia del programa modificado se espera recuperar un volumen de 61.46 millones de barriles petróleo y 2.45 millones de pies cúbicos de gas a partir del 1 de noviembre de 2023 y hasta el 29 de noviembre de 2024.
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