Hokchi Energy retrasa perforación de pozos de desarrollo en campo Hokchi
Fuente: Staff Oil & Gas Magazine
La CNH autorizó a Hokchi Energy la modificación del plan de desarrollo del campo Hokchi.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), autorizó a Hokchi Energy lmodificaciones al Plan de Desarrollo para la Extracción, al Programa de Trabajo 2022 y el Presupuesto asociado al Contrato CNH-R01-L02-A2/2015.
Se trata de un contrato en la modalidad de producción compartida. El área contractual, con una superficie de 39.598 kilómetros cuadrados, se ubica en aguas someras del Golfo de México frente a la costa de Tabasco.
Actualmente, el Área ocupa la 3ª posición como productor entre las áreas contractuales y el lugar 14ª a nivel nacional. El tipo de fluido producido es de 26° API. El área inició producción en el 2022 con el pozo Hokchi-4DEL. Hoy está en su tercera etapa en la que se incorporan a producción los pozos Hokchi-8DES y Hokchi-9DES.
El objetivo de la modificación se justifica debido a una actualización del cronograma de perforación para 3 pozos en 2023, y a paros no programados en los equipos de proceso y compresión.
El Operador petrolero presenta una Alternativa de Desarrollo actualizada en la que mantiene la actividad física, ajusta el volumen de hidrocarburos a recuperar, y modifica el PAGNA (Programa de Aprovechamiento de Gas Natural) para alcanzar la MAG de 98% en 2025. Con la modificación al Plan se espera recuperar un volumen 127.71 millones de barriles de aceite y 44.46 millones de pies cúbicos de gas, con un costo total de 1,410.54 millones de dólares de los cuales destinan el 75.69% a la Producción, el 18.68% para el Desarrollo, y 5.63% para el abandono.
Por lo que respecta la modificación del Programa de Trabajo 2022 y su Presupuesto, el operador hace una reprogramación de actividades, principalmente en la perforación de pozos; así, de seis propuestos perforará tres productores y un inyector.
Por lo que respecta al pronóstico de producción, se ajusta en de 9.38 a 8.43 millones de barriles, y en cuanto al gas, se ajusta al alza, 2.93 a 3.33 mil millones de pies cúbicos.
Finalmente, la inversión se incrementa de 36.40 a 48.84 millones de dólares.