La CNH aprobó a Diavaz la modificación del plan de desarrollo del área relacionado al contrato CNH-R01-L03-A1/2015.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Diavaz Exploración y Producción (DEP) la modificación del plan de desarrollo del contrato CNH-R01-L03-A1/2015.
El área contractual terrestre, está ubicada al norte de la cuenca Tampico-Misantla, al norte de la Ciudad de Altamira, Tamaulipas, aproximadamente a 20 kilómetros de esta, y cuenta con una superficie de 10.99 kilómetros cuadrados.
La modificación obedece debido a una variación del número de pozos a perforar, una diferencia de más del 15 % en la inversión a ejecutar, una variación de 30% o más del volumen de Hidrocarburos a producir en un año respecto del volumen pronosticado para el mismo año en el plan de desarrollo vigente, así como modificación en la proyección para alcanzar la meta de aprovechamiento de gas.
Para ello, DEP proyecta recuperar reservas por 6 millones de barriles de aceite y 7.8 mil millones de pies cúbicos de gas en la categoría 3P en un horizonte del año 2021 al 2041.
Lo anterior, contempla realizar 100 reparaciones menores, siete perforaciones y terminaciones, cuatro reparaciones mayores, la construcción de un ducto y 11 líneas de descarga, así como el taponamiento de 28 pozos, el abandono de 27 ductos y el desmantelamiento de 1 batería de separación.
Los costos totales del plan modificado se calculan en 55.23 millones de dólares, de los cuales 27.83 millones corresponden a inversión y 27.40 millones corresponden a gastos de operación.
La CNH aprobó a Diavaz la modificación del plan de desarrollo del área relacionado al contrato CNH-R01-L03-A1/2015.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Diavaz Exploración y Producción (DEP) la modificación del plan de desarrollo del contrato CNH-R01-L03-A1/2015.
El área contractual terrestre, está ubicada al norte de la cuenca Tampico-Misantla, al norte de la Ciudad de Altamira, Tamaulipas, aproximadamente a 20 kilómetros de esta, y cuenta con una superficie de 10.99 kilómetros cuadrados.
La modificación obedece debido a una variación del número de pozos a perforar, una diferencia de más del 15 % en la inversión a ejecutar, una variación de 30% o más del volumen de Hidrocarburos a producir en un año respecto del volumen pronosticado para el mismo año en el plan de desarrollo vigente, así como modificación en la proyección para alcanzar la meta de aprovechamiento de gas.
Para ello, DEP proyecta recuperar reservas por 6 millones de barriles de aceite y 7.8 mil millones de pies cúbicos de gas en la categoría 3P en un horizonte del año 2021 al 2041.
Lo anterior, contempla realizar 100 reparaciones menores, siete perforaciones y terminaciones, cuatro reparaciones mayores, la construcción de un ducto y 11 líneas de descarga, así como el taponamiento de 28 pozos, el abandono de 27 ductos y el desmantelamiento de 1 batería de separación.
Los costos totales del plan modificado se calculan en 55.23 millones de dólares, de los cuales 27.83 millones corresponden a inversión y 27.40 millones corresponden a gastos de operación.
