Pemex no tiene mucha experiencia en el desarrollo de campos con las características de Kayab.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el desarrollo acelerado del campo en aguas someras Kayab, el cual representa un reto para la empresa productiva del estado, ya que no se tiene mucha experiencia en este tipo de aceite.
El campo Kayab se encuentra dentro la asignación AE-0164-Campeche Oriente, ubicada frente a las costas de los estados de Campeche y Tabasco, con una superficie de 41.63 kilómetros cuadrados, con yacimientos en el cretácico y dos pozos perforados.
El tipo de fluido que pose el campo es aceite de 8 grados API, se un aceite muy pesado, de alta viscosidad, lo cual conlleva retos técnicos para la petrolera nacional.
“Una vez más estamos entrando en México con el operador Petróleos Mexicanos, a un ámbito, donde digamos en el país no se tiene tanta experiencia, es un crudo extra pesado, de alta viscosidad y que creo hace falta resolver y estudiar mucho este tipo de yacimientos para su óptima explotación”.
“Poder llevarlo (el crudo) del yacimiento a la superficie no es algo tan evidente, sobre todo porque estamos en offshore (costa afuera), en tierra quizá hay mucha experiencia en otros países, en México se tiene gran experiencia en aguas someras en yacimientos de aceite pesado, pero no extra pesado”, explicó la comisionada de la CNH, Alma América Porres.
Pemex PEP presentó dos alternativas de desarrollo (“A1” y “A2”), de las cuales eligió la “A1”, a desarrollar en lo que resta del 2022 al 2049, cuyas actividades a realizar consisten en 35 perforaciones y sus terminaciones, cuatro reparaciones mayores y 994 reparaciones menores, 352 estimulaciones; la construcción de seis ductos, tres plataformas, así como 35 taponamientos y el abandono de ductos y plataformas.
Con ello, se espera recuperar un volumen de 458.16 millones de aceite, y 49.39 mil millones de pies cúbicos de gas.
El costo total de este proyecto será de 18,373.10 millones de dólares, de los cuales se destinará 4 mil 335 millones son para inversión, y 14 mil 038 millones, para gastos de operación.
Pemex no tiene mucha experiencia en el desarrollo de campos con las características de Kayab.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el desarrollo acelerado del campo en aguas someras Kayab, el cual representa un reto para la empresa productiva del estado, ya que no se tiene mucha experiencia en este tipo de aceite.
El campo Kayab se encuentra dentro la asignación AE-0164-Campeche Oriente, ubicada frente a las costas de los estados de Campeche y Tabasco, con una superficie de 41.63 kilómetros cuadrados, con yacimientos en el cretácico y dos pozos perforados.
El tipo de fluido que pose el campo es aceite de 8 grados API, se un aceite muy pesado, de alta viscosidad, lo cual conlleva retos técnicos para la petrolera nacional.
“Una vez más estamos entrando en México con el operador Petróleos Mexicanos, a un ámbito, donde digamos en el país no se tiene tanta experiencia, es un crudo extra pesado, de alta viscosidad y que creo hace falta resolver y estudiar mucho este tipo de yacimientos para su óptima explotación”.
“Poder llevarlo (el crudo) del yacimiento a la superficie no es algo tan evidente, sobre todo porque estamos en offshore (costa afuera), en tierra quizá hay mucha experiencia en otros países, en México se tiene gran experiencia en aguas someras en yacimientos de aceite pesado, pero no extra pesado”, explicó la comisionada de la CNH, Alma América Porres.
Pemex PEP presentó dos alternativas de desarrollo (“A1” y “A2”), de las cuales eligió la “A1”, a desarrollar en lo que resta del 2022 al 2049, cuyas actividades a realizar consisten en 35 perforaciones y sus terminaciones, cuatro reparaciones mayores y 994 reparaciones menores, 352 estimulaciones; la construcción de seis ductos, tres plataformas, así como 35 taponamientos y el abandono de ductos y plataformas.
Con ello, se espera recuperar un volumen de 458.16 millones de aceite, y 49.39 mil millones de pies cúbicos de gas.
El costo total de este proyecto será de 18,373.10 millones de dólares, de los cuales se destinará 4 mil 335 millones son para inversión, y 14 mil 038 millones, para gastos de operación.
