Este campo, ubicado en aguas territoriales del Golfo de México, abarca una superficie de 79.35 km² y contiene yacimientos en las formaciones geológicas del Eoceno Medio, Cretácico Superior-Medio-Inferior y Jurásico Superior Kimmeridgiano. El tipo de fluido extraído es aceite negro con una densidad de 13 grados API.
Descubierto en 1979, el Campo Maloob ha pasado por varias fases de desarrollo, actualmente encontrándose en su cuarta etapa (2019 a la actualidad), centrada en el mantenimiento de la producción y la perforación de pozos intermedios. La modificación al PDE tiene como objetivo actualizar el comportamiento de los yacimientos, reinterpretar el modelo estático del Jurásico Superior Kimmeridgiano y ajustar el programa de aprovechamiento de gas natural.
El plan modificado prevé, en el horizonte 2024-2039, la recuperación de 479.4 millones de barriles (MMb) de aceite, un incremento de 18.9 MMb respecto al plan vigente, y 251.5 mil millones de pies cúbicos (MMMpc) de gas natural, un aumento de 45.2 MMMpc.
Las actividades planificadas incluyen la perforación de ocho pozos, 15 reparaciones mayores, 260 reparaciones menores, y la construcción de una instalación. El costo total del proyecto asciende a 13,789.10 millones de dólares, con 10,061.55 millones destinados a inversiones y 3,727.55 millones a gastos operativos, una reducción de 842.1 millones respecto al plan anterior.
La CNH aprobó esta modificación tras un análisis exhaustivo, asegurando que el nuevo PDE esté en vigor hasta que concluya su vigencia o se apruebe una nueva modificación, lo que permitirá a Pemex optimizar la extracción de recursos en el Campo Maloob.
