Durante la 63° Sesión Extraordinaria de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), el órgano regulatorio aprobó una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, para la asignación A-0165-M-Campo Jiliapa de Petróleos Mexicanos (Pemex).
La asignación se localiza en la región norte de Pemex, en Tihuatlán, Veracruz. Se otorgó en agosto de 2014 con una vigencia de 20 años; lleva aproximadamente 60 años de producción y las actividades que se pueden realizar son de extracción. El tipo de fluido es aceite negro ligero de 34.5 grados API, extraído del yacimiento Tamabra.
Pemex Exploración y Producción justificó la modificación de su Plan debido a una variación mayor a 15 por ciento en la inversión a ejecutar, asociada a la gestión de activos y conservación de pozos, respecto a la aprobada en el Plan vigente. Asimismo, informó que hay un incremento en la producción, como una variación de más del 30 por ciento en el volumen de hidrocarburos.
La alternativa de desarrollo que eligieron para la modificación, brinda mayor Valor Presente Neto (VPN) y ayuda a mantenerlo positivo después de impuestos. De acuerdo con el Operador, es la alternativa con menor inversión y mayor rentabilidad.
El volumen a recuperar en el periodo de 2020 a 2042, es de 2.09 millones de barriles (MMb) y 1.91 mil millones de pies cúbicos (MMMpc) de gas. Además, contempla la perforación de cinco pozos, 11 reparaciones mayores, 66 reparaciones menores y 96 taponamientos al finalizar el periodo de actividades.
El costo total será de 84.5 millones de dólares, de los cuales 77.84 corresponden a inversión y 6.65 a gastos de operación. De igual forma, PEP presentó un nuevo programa de aprovechamiento de gas y una propuesta de puntos de medición.
La producción máxima de aceite en la asignación Campo Jiliapa se alcanzó en 1963, con 7 mil barriles por día en 70 pozos operativos. A partir de 1968 comenzó a declinar progresivamente y pasó de 6 mil a mil 100 bpd, cifra que mantuvo por más de 40 años, hasta 2008. Entre 2009 y 2020 se ha mantenido la producción mediante sistemas artificiales de bombeo mecánico, y actualmente tiene una producción de 600 bpd.
Por otra parte, la CNH aprobó la modificación al artículo 25 de los Lineamientos por los que se establecen los requisitos y el procedimiento para celebrar alianzas o asociaciones en las que se lleve a cabo la cesión del control corporativo y de gestión, o del control de las operaciones, respecto de los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos.
Esta modificación se estableció para dar cumplimiento a los compromisos adquiridos en el Programa de Mejora Regulatoria 2019-2020 de la CNH. De esta forma, será posible establecer plazos de resolución más breves en beneficio de los regulados, además de reducir la carga económica de los regulados a través de plazos más eficientes.
Finalmente, el doctor Rolando de Lasse, Director General de Regulación de la Unidad Jurídica, informó que reducir de 30 a 28 días, “abona en sentido positivo a la eficiencia que se debe de manejar en sentido general, para ir reduciendo poco a poco los plazos y requisitos de las normas que regula la
