La CNH aprobó a Pemex PEP la modificación al plan de desarrollo del Campo Xux.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción la modificación al plan de desarrollo del campo Xux.
El campo en aguas someras se encuentra dentro de la asignación A-0371-M en aguas territoriales del Golfo de México, a 52 kilómetros al noroeste de la Terminal Marítima de Dos Bocas, en el estado de Tabasco, con una superficie de 31 kilómetros cuadrados.
El campo se encuentra en la tercera etapa de desarrollo, con 16 pozos perforados de los cuales se extrae aceite negro de 39 grados API y gas condensado.
Pemex solicitó la modificación debido a la necesidad de ampliar la inversión aprobada debido a una disminución del 15% respecto a los montos totales esperados bajo el plan de desarrollo vigente, así como un incremento en el volumen esperado de hidrocarburos a producir en un año y cambios técnicos que modifican el objetivo del plan al incorporar el desarrollo en Cretácico.
Las actividades que el operador realizará no contemplan la perforación de nuevos pozos, 13 taponamientos, 3 reparaciones mayores y 13 menores con una inversión de 277.2 millones de dólares y con gastos de operación de 83.4 millones de dólares.
Con ello, la empresa productiva del estado planea recuperar 17.3 millones de barriles y 114.8 mil millones de pies cúbicos de gas, con un costo total de 580 millones de dólares.
La CNH aprobó a Pemex PEP la modificación al plan de desarrollo del Campo Xux.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción la modificación al plan de desarrollo del campo Xux.
El campo en aguas someras se encuentra dentro de la asignación A-0371-M en aguas territoriales del Golfo de México, a 52 kilómetros al noroeste de la Terminal Marítima de Dos Bocas, en el estado de Tabasco, con una superficie de 31 kilómetros cuadrados.
El campo se encuentra en la tercera etapa de desarrollo, con 16 pozos perforados de los cuales se extrae aceite negro de 39 grados API y gas condensado.
Pemex solicitó la modificación debido a la necesidad de ampliar la inversión aprobada debido a una disminución del 15% respecto a los montos totales esperados bajo el plan de desarrollo vigente, así como un incremento en el volumen esperado de hidrocarburos a producir en un año y cambios técnicos que modifican el objetivo del plan al incorporar el desarrollo en Cretácico.
Las actividades que el operador realizará no contemplan la perforación de nuevos pozos, 13 taponamientos, 3 reparaciones mayores y 13 menores con una inversión de 277.2 millones de dólares y con gastos de operación de 83.4 millones de dólares.
Con ello, la empresa productiva del estado planea recuperar 17.3 millones de barriles y 114.8 mil millones de pies cúbicos de gas, con un costo total de 580 millones de dólares.
