3 de enero de 2020.- Eni México ha comenzado el nuevo año recortando ambiciones en sus sitios en alta mar, obteniendo la aprobación del regulador mexicano CNH para un movimiento de varios frentes que lo hará terminar los pozos, y al mismo tiempo conectar tuberías en línea.
Los pozos se encuentran en un área costa afuera de 67km2 en el Golfo de México que es parte de la asignación CNH-R01-L02-A1 / 2015. La filial mexicana de la petrolera italiana Eni SpA, es el operador en un contrato de producción compartida que se firmó el 30 de noviembre de 2015, que tiene una validez de 25 años.
Eni opera sus bloques en asociación con Qatar Petroleum, Lukoil de Rusia, la firma mexicana Citla Energy y Cairn Energy, con sede en el Reino Unido.
«Los objetivos del objetivo de modificación son, primero, desarrollar los recursos que identificaron durante la fase de evaluación y, en segundo lugar, proporcionar una estrategia que permita la monetización de los recursos», dijo el asesor técnico Víctor Juan López en una presentación a la CNH
En 2019, Eni originalmente había considerado perforar seis pozos en el área. Hasta la fecha, el operador ha perforado y tapado dos pozos, mientras que se espera que el trabajo para terminar otro pozo se realice a fines de enero de 2020.
Se han perforado otros tres pozos en el área de Miztón (4DES, 6DES y 7DES) y se terminarán en julio de 2020.
Eni está activo en ocho proyectos de petróleo y gas en México, según la base de datos de BNamericas.
Además, la compañía, que el año pasado completó una plataforma en el área (Miztón WHP1) espera completar la construcción de una segunda plataforma (Amoca WHP1) para fines de abril de 2020.
El año pasado, la compañía también completó la instalación de dos tuberías a estaciones terrestres y las equipó con compresores para la exportación de gas. Las adiciones deberían dar como resultado una red «que será más eficiente para las [exportaciones de gas]» desde la plataforma Miztón-1, dijo López.
Eni también señaló que se esperaba que la producción en los sitios fuera menor que el pronóstico original, cayendo de 2.45 millones de barriles a 2.05 millones de barriles de petróleo y 1.96 billones de pies cúbicos a 1.32 billones de pies cúbicos de gas.
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