La CNH aprobó a Pemex modificar el plan de desarrollo del campo Etkal.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción la modificación al plan de desarrollo para la extracción del campo en aguas someras Etkal.
El campo se encuentra dentro de la asignación A-0130-M, localizada en aguas someras del Golfo de México frente a las costas de Campeche, con una superficie de 56 kilómetros cuadrados.
Cuenta con cuatro pozos perforados que producen gas y condensados.
El campo se descubrió en 2004 y se comenzó a producir en 2016, actualmente se ubica en la cuarta etapa de desarrollo con una producción de 52 millones de pies cúbicos de gas natural y 4 mil barriles diarios de petróleo.
La empresa productiva del estado solicitó la modificación debido a un modificación en el número de pozos a perforar, una variación de más del 15% en la inversión a ejecutar y de más del 30% en el volumen a extraer.
Las actividades que el operador realizará contemplan realizar 2 perforaciones, 7 reparaciones menores y taponamientos.
Con ello, Pemex espera recuperar 9.9 millones de barriles y 128 mil millones de pies cúbicos de gas.
Esto con un costo total de 339 millones de dólares, de los cuales 149 millones son de inversión y 58 millones de gastos de operación.
La CNH aprobó a Pemex modificar el plan de desarrollo del campo Etkal.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción la modificación al plan de desarrollo para la extracción del campo en aguas someras Etkal.
El campo se encuentra dentro de la asignación A-0130-M, localizada en aguas someras del Golfo de México frente a las costas de Campeche, con una superficie de 56 kilómetros cuadrados.
Cuenta con cuatro pozos perforados que producen gas y condensados.
El campo se descubrió en 2004 y se comenzó a producir en 2016, actualmente se ubica en la cuarta etapa de desarrollo con una producción de 52 millones de pies cúbicos de gas natural y 4 mil barriles diarios de petróleo.
La empresa productiva del estado solicitó la modificación debido a un modificación en el número de pozos a perforar, una variación de más del 15% en la inversión a ejecutar y de más del 30% en el volumen a extraer.
Las actividades que el operador realizará contemplan realizar 2 perforaciones, 7 reparaciones menores y taponamientos.
Con ello, Pemex espera recuperar 9.9 millones de barriles y 128 mil millones de pies cúbicos de gas.
Esto con un costo total de 339 millones de dólares, de los cuales 149 millones son de inversión y 58 millones de gastos de operación.
