La CNH aprobó a Pemex Exploración y Producción la modificación al plan de desarrollo del campo Jiliapa.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción la modificación del plan de desarrollo del campo Jiliapa, en la cual se invertirán 84 millones de dólares.
Este campo alcanzó su máxima producción de aceite en el año 1963 con 7 mil barriles diarios y 70 de pozos operando. Entre 1968 y 2008, inició su declinación con una producción que pasó de 6 mil a mil barriles diarios en un lapso de 10 años para mantenerse en ese nivel por más de 40 años. Entre 2009 y 2020 ha mantenido una producción del orden de 600 barriles diarios de aceite mediante sistemas artificiales. Actualmente ocupa el lugar 118 en términos de producción a nivel nacional.
La Asignación de extracción de hidrocarburos A-0165-M-Campo Jiliapa se ubica en el municipio de Tihuatlán aproximadamente a 23.35 kilómetros al noroeste de la ciudad de Poza Rica en el estado de Veracruz y tiene una superficie de 27.79 kilómetros cuadrados.
La modificación al plan se autorizó debido a que el asignatario justificó, con base en el artículo 62 fracción III y IV de los Lineamientos de Planes de Desarrollo, que el plan tuvo un incremento superior a 15 % de la inversión a ejecutar respecto de la inversión aprobada en el Plan vigente, así como una variación superior al 30 % del volumen de hidrocarburos a producir en un año respecto del volumen pronosticado para el mismo año.
Para lo cual Pemex PEP presentó tres Alternativas de desarrollo para la modificación. derivado del análisis realizado por Dirección General de Dictámenes de Extracción se identificó la “Alternativa 2” como la mejor opción ya que con una menor inversión, se estima un mayor volumen de hidrocarburos a recuperar y una mayor rentabilidad. Asimismo, presentó un nuevo programa de aprovechamiento de Gas y una propuesta de Puntos de Medición.
En la Alternativa seleccionada el alcance del Plan, en un horizonte del 2020 al 2042, plantea la perforación de cinco pozos, 11 reparaciones mayores, 66 reparaciones menores y 96 taponamientos, y un volumen de hidrocarburos a recuperar de 2.09 millones de barriles de aceite y 1.91 mil millones de pies cúbicos de gas.
Lo anterior, con un costo total de 84 millones de dólares distribuido de la siguiente forma: 77 millones destinados a inversión; 6 millones para gastos de operación, y 200 mil dólares para “otros egresos”. En este último rubro, el Asignatario incluye erogaciones por manejo de la producción y mantenimiento a las instalaciones fuera de la asignación.
