Eni expresó la necesita modificar el plan debido a retrasos por la llegada del FPSO.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) negó la autorización a la petrolera italiana Eni de modificar el plan de desarrollo, el programa de trabajo y presupuesto 2021 de los campos Amoca, Tecoalli y Mizton, debido a inconsistencias en la solicitud y la necesidad de adecuar la estrategia de desarrollo debido a problemas con el yacimiento.
El área del contrato CNH-R01-L02-A1/2015 tiene un área de 67.2 kilómetros cuadrados, se encuentra en aguas someras del Golfo de México frente a las costas de Veracruz y está subdividida en los descubrimientos Amoca, Tecoalli y Miztón.
El área, actualmente cuenta con ocho pozos perforados ( 4 en Mizton, 3 en Amoca y 1 en Tecoalli), los cuales producen aceite negro.
El operador solicitó la modificación debido a que hay retrasos en la ejecución de las actividades del plan vigente, la necesidad de optimizar la estrategia de inyección de agua y el acondicionamiento y puesta en marcha del FPSO.
Eni observó que la meta de aprovechamiento se alcanzará fuera del tiempo aprobado en el plan y que habrá una variación de más del 30% en la producción de hidrocarburos.
En la modificación, Eni plantea perforar 28 pozos, tres reparaciones mayores y tres menores. Con ellas, espera recuperar 335.7 millones de barriles de petróleo y 214.9 mil millones de pies cúbicos de gas hasta el final del contrato en 2041.
Para el 2021, el operador solicitó la modificación del programa de trabajo y presupuesto debido a retrasos en la ejecución de las actividades debido a la pandemia de COVID-19 y en la llegada del FPSO.
El área técnica identificó que la propuesta del operador no tiene congruencia ya que los pozos solicitados a perforar en 2022 no están considerados en el plan de desarrollo vigente.
“Existen variaciones en las actividades programadas y ejecutadas, evidenciando que el programa de trabajo no guarda congruencia”.
Además, se encontró que la expectativa de producción del campo ha comenzado a descender, sin que se observe la posibilidad de que se alcancen los objetivos planteados en el plan de desarrollo vigente.
Debido a la actividad de desarrollo en el yacimiento, se observó que la presión de saturación del yacimiento provocó una liberación importante de gas a costa de la cantidad de aceite extraída, por lo cual el área técnica del regulador cree que es necesario adaptar el plan.
Para el 2021, Eni contemplaba una inversión total de 534.7 millones de dólares frente a los 375.6 millones considerados en el presupuesto vigente.
Sin embargo, se encontró que los costos proporcionados por el operador se encuentran por arriba de los estándares internacionales.
Eni expresó la necesita modificar el plan debido a retrasos por la llegada del FPSO.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) negó la autorización a la petrolera italiana Eni de modificar el plan de desarrollo, el programa de trabajo y presupuesto 2021 de los campos Amoca, Tecoalli y Mizton, debido a inconsistencias en la solicitud y la necesidad de adecuar la estrategia de desarrollo debido a problemas con el yacimiento.
El área del contrato CNH-R01-L02-A1/2015 tiene un área de 67.2 kilómetros cuadrados, se encuentra en aguas someras del Golfo de México frente a las costas de Veracruz y está subdividida en los descubrimientos Amoca, Tecoalli y Miztón.
El área, actualmente cuenta con ocho pozos perforados ( 4 en Mizton, 3 en Amoca y 1 en Tecoalli), los cuales producen aceite negro.
El operador solicitó la modificación debido a que hay retrasos en la ejecución de las actividades del plan vigente, la necesidad de optimizar la estrategia de inyección de agua y el acondicionamiento y puesta en marcha del FPSO.
Eni observó que la meta de aprovechamiento se alcanzará fuera del tiempo aprobado en el plan y que habrá una variación de más del 30% en la producción de hidrocarburos.
En la modificación, Eni plantea perforar 28 pozos, tres reparaciones mayores y tres menores. Con ellas, espera recuperar 335.7 millones de barriles de petróleo y 214.9 mil millones de pies cúbicos de gas hasta el final del contrato en 2041.
Para el 2021, el operador solicitó la modificación del programa de trabajo y presupuesto debido a retrasos en la ejecución de las actividades debido a la pandemia de COVID-19 y en la llegada del FPSO.
El área técnica identificó que la propuesta del operador no tiene congruencia ya que los pozos solicitados a perforar en 2022 no están considerados en el plan de desarrollo vigente.
“Existen variaciones en las actividades programadas y ejecutadas, evidenciando que el programa de trabajo no guarda congruencia”.
Además, se encontró que la expectativa de producción del campo ha comenzado a descender, sin que se observe la posibilidad de que se alcancen los objetivos planteados en el plan de desarrollo vigente.
Debido a la actividad de desarrollo en el yacimiento, se observó que la presión de saturación del yacimiento provocó una liberación importante de gas a costa de la cantidad de aceite extraída, por lo cual el área técnica del regulador cree que es necesario adaptar el plan.
Para el 2021, Eni contemplaba una inversión total de 534.7 millones de dólares frente a los 375.6 millones considerados en el presupuesto vigente.
Sin embargo, se encontró que los costos proporcionados por el operador se encuentran por arriba de los estándares internacionales.
