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Pemex solicita autorización para perforar el pozo exploratorio Nanik-1EXP en aguas someras, frente a Veracruz y Tabasco, buscando hidrocarburos en objetivos Plioceno Inferior y Mioceno Superior.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la solicitud de autorización presentada por Pemex Exploración y Producción (PEP) para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Nanik-1EXP.

El Pozo Exploratorio en aguas someras Nanik-1EXP está contemplado en el escenario incremental del plan de exploración, correspondiente a la entonces asignación AE-0148-2M-UCHUKIL, actualmente AE-0148-3M-UCHUKIL, aprobado por el regulador con la resolución CNH.36.01/2024 del 6 de junio de 2024.

El pozo se localiza frente a las costas de los estados de Veracruz y Tabasco, a 56.1 kilómetros al Noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz.

El objetivo principal del pozo es descubrir hidrocarburos en objetivos de edad Plioceno Inferior (3,490 – 3,776 mvbmr) y Mioceno Superior (3,940 – 4,256 mvbmr).

El pozo será perforado con una trayectoria direccional tipo “J” a una profundidad programada total de 4,290 mvbmr / 4,614 mdbmr.

El hidrocarburo esperado es aceite ligero. Los recursos prospectivos a la media con riesgo son 4.1 MMbpce, con una probabilidad de éxito geológico de 38% en el objetivo Plioceno Inferior; y de 7.95 MMbpce, con una probabilidad de éxito geológico de 30% en el objetivo Mioceno Superior.

Como parte del programa preliminar de terminación, el Operador Petrolero programó realizar una prueba de producción convencional en uno de los objetivos geológicos previstos.

Los programas de Perforación y Terminación contemplan en total 104 días: 77 días para la Perforación (del 29 de julio al 12 de octubre de 2024), y 27 días para la Terminación (del 13 de octubre al 09 de noviembre de 2024).

El costo total estimado es de 93.2 millones de dólares, de los cuales 81.4 millones serán para la perforación y de 11.8 millones para la terminación.

La CNH autorizó a Pemex PEP el presupuesto y plan de trabajo 2024 para el desarrollo del campo Ek Balam.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó el programa de trabajo y presupuesto 2024, presentados por Pemex Exploración y Producción (PEP) respecto del plan de desarrollo para la extracción del contrato CNH-M1-Ek-Balam/2017.

Se trata de un contrato para la extracción de hidrocarburos en la modalidad de producción compartida, la cual cuenta con un área de aproximada de 63.37 kilómetros cuadrados, la cual se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, a 95 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche.

El yacimiento produce actualmente aceite negro de 10 a 29 grados API.

El cronograma de actividades petroleras del programa de trabajo 2024 incluye la realización de cinco reparaciones mayores y 14 reparaciones menores, para recuperar un volumen de 30.27 millones de barriles de aceite y 7.24 mil millones de pies cúbicos de gas en el periodo enero-diciembre 2024.

Pemex considera un presupuesto de 610.34 millones de dólares para realizar las actividades el próximo año, de los cuales destinará el 92.2% para la producción, 3.5% para el desarrollo, y 4.3% para el abandono.

Pemex ha incrementado la construcción de infraestructura debido al desarrollo de sus nuevos campos.

Debido a un aumento en su producción, Petróleos Mexicanos (Pemex) ha ampliado significativamente su infraestructura, logrando construir 939 kilómetros de ductos en los últimos cinco años. Esto representa un incremento del 125% en comparación con lo construido durante la administración anterior.

En un informe presentado ante la Cámara de Diputados, la empresa productiva del estado señaló que durante la gestión previa se construyeron 39 kilómetros de ductos, mientras que en la administración actual se han construido 81 kilómetros. Además, la empresa ha aumentado la construcción de plataformas petroleras de 24 a 26.

Estos ductos son esenciales para la recolección de petróleo crudo y gas de los pozos de extracción, así como para el transporte a refinerías, petroquímicas y complejos procesadores de gas. También se utilizan para la distribución de productos finales a terminales de almacenamiento y consumidores finales.

Además, la petrolera nacional planea la construcción de ductos en varias regiones, incluyendo la región norte, la región sur y activos de producción como Macuspana–Muspac, Samaria–Luna, Bellota–Jujo, Cinco Presidentes, Producción Reynosa, Poza Rica–Altamira y Veracruz.

Durante esta administración, se han desarrollado 44 nuevos campos, lo que representa cinco veces más que los 8 incorporados en la administración anterior. Este crecimiento ha hecho necesario contar con una mayor cantidad de equipo logístico.

El director de Pemex, Octavio Romero Oropeza, ha enfatizado la importancia de invertir en nuevos equipos y en el mantenimiento de los existentes. Señaló que en el pasado se descuidó la infraestructura y se vendieron o abandonaron equipos para que el sector privado asumiera estas actividades.

De acuerdo con el reporte, actualmente, la petrolera cuenta con 122 equipos de perforación, 37 más que los 85 que tenía en 2018.

La producción de petróleo de Pemex se encuentra en su peor nivel en 44 años.

El desplome en la producción de crudo por parte de Petróleos Mexicanos (Pemex) durante el tercer trimestre del año se debe a un declive en la elaboración de hidrocarburos en los campos maduros, y esta reducción no puede ser compensada por los nuevos yacimientos que han incrementado su participación, según BBVA.

Las cifras de la petrolera indican que, entre julio y septiembre de este año, la producción de líquidos (petróleo más condensados) de la empresa productiva del estado, incluyendo sus socios privados fue de un millón 871 mil barriles diarios, lo que representa una disminución del 1.6% en comparación con el trimestre anterior (abril a junio), cuando la producción era de un millón 903 mil barriles diarios.

BBVA señala que esta disminución en la producción petrolera entre el segundo y tercer trimestre de 2023 se debe al declive en la producción de campos maduros, y este declive no puede ser contrarrestado por la mayor producción de los 44 nuevos campos petroleros.

El banco plantea que, para alcanzar las nuevas metas de producción petrolera en los próximos años, la petrolera nacional debe frenar el declive en la producción petrolera de los campos maduros y seguir aumentando significativamente la producción de los nuevos campos.

En el mismo período, las ventas de exportación de Pemex disminuyeron un 25.9% en comparación con el trimestre anterior debido al menor precio de la mezcla mexicana de petróleo. Además, las ventas nacionales de la petrolera cayeron un 27.5% en el mismo lapso.

BBVA informa que la combinación de menores ventas por exportación y nacionales resultó en una disminución del 26.8% en relación al tercer trimestre de 2022.

El incendio en la plataforma Nohoch–Alfa tuvo un costo de 10 mil 100 millones de pesos para Pemex.

El incendio registrado en julio en la plataforma Nohoch–Alfa tuvo un costo de 10 mil 100 millones de pesos para Petróleos Mexicanos (Pemex), de acuerdo a los datos del tercer trimestre entregado a reguladores.

«En el tercer trimestre de 2023, Pemex reportó una depreciación de los activos fijos por un total de 10,100 millones de pesos, registrados como gasto en el estado de resultados», mencionó la compañía en su informe financiero del mismo periodo.

El incidente ocurrió el 7 de julio en la Plataforma de Enlace Nohoch–Alfa y el fuego se extinguió al día siguiente, según detalló la empresa. En el incidente, tres trabajadores de Pemex resultaron heridos, mientras que tres empleados de la empresa contratista Cotemar perdieron la vida, según lo informado por la petrolera dirigida por Octavio Romero Oropeza.

«Cuando ocurrió el accidente en la plataforma, se cerraron prácticamente todos los pozos en la región marina noreste, que incluye la sonda de Campeche, donde se encuentran nuestros campos maduros. Por motivos de seguridad, se cerraron los pozos durante el evento. El primer día, dejamos de producir aproximadamente 700 mil barriles, al día siguiente recuperamos 500 mil y en los dos días siguientes, 600 mil. Así que en este momento, todavía debemos recuperar alrededor de 8 mil barriles para volver a los niveles de producción anteriores», explicó Romero Oropeza.

Esto provocó que la petrolera nacional registrará su nivel de producción de petróleo más bajo desde octubre de 1979, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Debido a estos acontecimientos, hasta agosto, la empresa había perdido alrededor de 2 mil 300 millones de pesos en ingresos por la producción que se detuvo.

Sin embargo, los niveles de producción de Pemex aún no han regresado a los niveles observados en junio, antes del incendio en la plataforma petrolera, manteniéndose por debajo de los 1.6 millones de barriles.

Quesqui supero a Zaap como el segundo mayor campo con producción de hidrocarburos líquidos en el país.

La producción nacional de petróleo cayó en 0.60% u 10 mil barriles diarios durante el mes de septiembre frente al mes inmediato anterior, de acuerdo con el reporte mensual de extracción de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

La producción de petróleo de Pemex se recuperó parcialmente tras el incendio registrado en la plataforma Nohoch en los primeros días de julio.

De acuerdo con los datos del regulador, la producción de crudo en julio de la empresa productiva del estado se ubicó en un millón 557 mil barriles por día en promedio, la más baja de los últimos 44 años.

Desde que inicio el 2023, el regulador suma la producción de aceite y condensados para presentar la producción de hidrocarburos líquidos, en sintonía con los reportes de Petróleos Mexicanos (Pemex).

La empresa productiva del estado ha tenido que sumar los condensados extraídos de los campos Tupilco, Quesqui e Ixachi para aumentar el volumen de la producción de hidrocarburos, luego de la caída en el volumen extraído de petróleo crudo.

La producción de condensados de Pemex se ubicó en 286 mil barriles diarios, 9 mil barriles menos frente a lo registrado en agosto y sumando cuatro meses a la baja.

Sumando los condensados, la producción en el noveno mes del 2023 paso de un millón 830 mil en enero a un millón 837 mil barriles, un aumento de apenas 0.38%.

Del total de la producción de hidrocarburos líquidos, un millón 837 mil barriles corresponden a la empresa productiva del estado y 105 mil de barriles a las empresas privadas que operan bloques en aguas someras, profundas y terrestres en el territorio nacional.

La producción de migraciones se ubicó en 127 mil barriles. Mientras que las de las rondas de licitación alcanzó los 69 mil barriles diarios y los farmouts 10 mil barriles por día.

De acuerdo con la CNH, el 53% de la producción de aceite del país, el equivalente a un millón 020 mil barriles, proviene de 7 campos, todos ellos de Pemex.

Los campos con mayor producción en el país son Maloob, Quesqui, Zaap, Tupilco Profundo, Ayatsil, Balam y Xanab.

Destaca que Quesqui y Tupilco Profundo ya son el segundo y cuarto campo con mayor producción de líquidos cuando se tratan de dos campos productores de gas, lo que evidencia el declive en la producción de petróleo en los campos marinos de la empresa productiva del estado.

Por otra parte, la producción nacional de gas, tambien cayó en el noveno mes del año, en comparación al mes de agosto, para ubicarse en 4 mil 374 millones de pies cúbicos diarios.

Con la reducción del DUC, Pemex planea invertir 75 mil millones de pesos en la rehabilitación del SNR.

La reducción del derecho de utilidad compartida (DUC) al 30% se espera que fortalezca la posición financiera de Petróleos Mexicanos (Pemex) y mejore su perfil de deuda, permitiendo así la reorientación de fondos hacia proyectos de infraestructura.

La actual administración plantea que al término del sexenio, se destinen 75 mil millones de pesos para la rehabilitación del Sistema Nacional de Refinación (SNR).

Tras la discusión de la Ley de Ingresos 2024, los diputados destacaron que la modificación no solo busca mejorar los indicadores financieros de la empresa.

De acuerdo con Pemex, se prevé alcanzar la autosuficiencia energética en la producción de combustibles para 2024, y para 2025 se podría incluso considerar la exportación de los mismos.

Las inversiones realizadas en el SNR han posibilitado la rehabilitación de las seis refinerías del país, lo que ha contribuido a la recuperación del proceso de crudo. Para 2025, se anticipa que la capacidad de refinación será suficiente para cubrir la demanda interna y, además, permitirá exportar gasolinas y diésel.

La empresa productiva del estado ha destacado que, desde el inicio de la administración, una de las prioridades ha sido recuperar la capacidad de refinación, ya que el SNR comenzó a deteriorarse a partir de 2010 debido a la falta de inversión en mantenimiento.

Pemex ha generado una producción 8 veces mayor que los privados: Romero

Petróleos Mexicanos (Pemex) asegura que sus recientes proyectos petroleros han generado una producción ocho veces mayor que la de las empresas privadas, y en la mitad del tiempo.

Estos nuevos proyectos comenzaron a contribuir a la producción en 2019 y, en aproximadamente cinco años, ya aportan 586 mil barriles diarios de petróleo. En comparación, los 103 contratos otorgados a empresas privadas desde 2014 generan apenas 69 mil barriles diarios, según datos proporcionados por la empresa estatal.

Octavio Romero Oropeza, director general de la empresa productiva del estado, destacó este logro al señalar que «Pemex ha incrementado significativamente su producción con estos nuevos campos, mientras que las empresas privadas se han quedado rezagadas en términos de producción».

Estos nuevos campos se han convertido en un componente fundamental para la producción de la petrolera estatal, y se prevé que su contribución alcance los 595 mil barriles diarios para finales de este año, representando el 32% del total de la producción. Los campos maduros seguirán aportando el 68%, con un total de 1.2 millones de barriles diarios.

En cuanto a la producción de gas, los campos nuevos de Pemex contribuyen con 1,552 millones de pies cúbicos diarios, mientras que los campos privados aportan 108 millones de pies cúbicos diarios.

El éxito de estos nuevos desarrollos se atribuye a un cambio en la estrategia exploratoria, centrada en pozos terrestres y aguas someras. Los primeros se encuentran principalmente en Tabasco y Veracruz, mientras que los segundos están en el litoral de Tabasco y Campeche.

Pemex tiene más recursos para actividades de exploración y producción.

La reducción del Derecho por la Utilidad Compartida (DUC) a Petróleos Mexicanos (Pemex) durante la actual administración ha sido una decisión acertada, ya que la empresa estatal cuenta con los recursos necesarios para llevar a cabo actividades de exploración, opinó Héctor Moreira Rodríguez, comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

«Es lógico que Pemex cuente con más recursos, especialmente para invertir en exploración», señaló el comisionado.

Moreira destacó que uno de los errores en el pasado fue reducir el presupuesto de la empresa estatal, lo cual afectó principalmente la inversión en exploración, una actividad que requiere aproximadamente tres años para arrojar resultados significativos.

«Afortunadamente, en la actualidad se ha reducido el porcentaje destinado a impuestos en Pemex y se ha destinado más fondos para exploración», dijo.

El comisionado aseguró que los fondos adicionales para exploración ha sido una decisión acertada, y que Pemex tiene actualmente más recursos tanto para exploración como para extracción. Sin embargo, subrayó que la optimización de la utilización de estos recursos es un tema importante.

El comisionado, durante su participación en un panel, mencionó que México posee abundantes recursos, pero muchos de ellos aún no se han explotado. En una entrevista posterior, explicó que existen alrededor de 2,000 zonas con potencial en el país, de las cuales 400 han sido asignadas a Pemex y otras 100 son objeto de contratos.

Moreira Rodríguez señaló la necesidad de considerar dos opciones: proporcionar financiamiento a Pemex para explorar estas zonas o buscar alianzas, migraciones o rondas de licitación. Además, enfatizó la importancia de establecer incentivos fiscales para el sector de hidrocarburos.

La CNH aprobó a Pemex el plan de desarrollo del campo Camatl en costa del estado de Tabasco.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha aprobado el plan de desarrollo de extracción presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) para la asignación AE-0148-2M-UCHUKIL, campo Camatl. Esta asignación abarca actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en aguas territoriales del Golfo de México.

El Campo Camatl se ubica en la costa de Tabasco, abarcando una extensión de aproximadamente 7.29 kilómetros cuadrados, a una distancia de 95.5 kilómetros al suroeste de la Terminal Marítima de Dos Bocas. El yacimiento productor se localiza en el Plioceno Inferior, y el tipo de hidrocarburo extraído es aceite negro con una densidad de 27 grados API.

Pemex PEP ha estimado que el Plan de Desarrollo permitirá alcanzar una producción máxima de 14.4 mil barriles de aceite y 6.9 millones de pies cúbicos de gas para el año 2024, con un factor de recuperación de hidrocarburos del 28% en aceite y del 27% en gas.

El objetivo a largo plazo del plan de desarrollo para el Campo Camatl, abarcando el período 2024-2040, es recuperar un volumen total de 24.15 millones de barriles de aceite y 11.56 mil millones de pies cúbicos de gas.

Para lograr estos objetivos, el plan propone llevar a cabo las siguientes actividades: la realización de dos perforaciones con sus correspondientes terminaciones, dos reparaciones mayores y 16 reparaciones menores. El costo total de estas operaciones se estima en 331.75 millones de dólares, de los cuales 275.52 millones se asignarán a inversión y 56.23 millones se destinarán a gastos operativos.

Modifica Pemex plan de exploración de asignación terrestre Chuyan.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la modificación del plan de exploración presentada por Pemex Exploración y Producción, respecto de la Asignación AE-0175-2M-Chuyan.

Se trata de una asignación de extracción terrestre, ubicada en el estado de Veracruz y la parte norte del estado de Puebla, dentro de la Provincia Petrolera Tampico Misantla.

La modificación al plan deriva del otorgamiento del Primer Periodo Adicional de Exploración (PPAE) y de la variación en el número de pozos a perforar.

El objetivo del cambio es continuar con la incorporación de recursos y la evaluación del potencial petrolero de los plays del Cretácico y Jurásico, mediante la realización de cuatro estudios exploratorios (tres de Identificación, Evaluación y Selección de Prospectos, una Prueba de prospecto), y la perforación del Pozo Caman-1EXP, en el escenario Base.

Así como 73 kilómetros de procesamiento sísmico 2D, tres estudios exploratorios (uno de Diseño VCD –Pin-1EXP–, dos de Prueba de prospecto (Skiti-1EXP y Kasen-1EXP), y la perforación de los Pozos Kasen-1EXP, Skiti-1EXP, y Pin-1EXP, en el escenario Incremental.

Entre el 2023 y el 2025, el programa de inversiones se estima en 15.47 millones de dólares en escenario base y hasta 50.02 millones de dólares considerando el escenario Incremental. En ellos, prácticamente el 99% de los recursos se destinará a la perforación de pozos.

Pemex pretende alcanzar una producción de 35.09 millones de aceite y 8.55 mil millones de pies cúbicos de gas al finalizar el año.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la modificación al programa de trabajo 2023 y al presupuesto asociado a este, presentados por Pemex Exploración y Producción (PEP) respecto del Contrato CNH-M1-EK-BALAM/2017.

Se trata de un contrato en la modalidad de producción compartida, derivado de una migración, la cual se localiza en aguas someras frente a la costa de Campeche, a 95 kilómetros al noroeste de Ciudad del Carmen, con una superficie total de 63.37 kilómetros cuadrados. Su tipo de fluido es aceite negro de 11 a 29 grados API.

El objetivo de la modificación al Programa es la actualización del cronograma de actividades para adelantar la intervención a pozos debido a problemas operativos con el sistema artificial de Bombeo Electrocentrífugo y la reclasificación y agrupación de sub-tareas de construcción de ductos y sus costos.

Para lograr el objetivo, entre octubre y diciembre 2023, el operador petrolero realizar la terminación de un pozo, tres reparaciones mayores y siete reparaciones menores para lograr un volumen de 8.20 millones de barriles de condensado y 1.99 mil millones de pies cúbicos de gas.

El Presupuesto modificado ascenderá 442.17 millones de dólares, de los cuales destina 51.3 millones para la producción, 47% para el desarrollo, y el 1.7% para el abandono.

Se espera que estas modificaciones permitan a Pemex alcanzar una producción de 35.09 millones de aceite y 8.55 mil millones de pies cúbicos de gas al finalizar el año.

El director general de Pemex negó que México done petróleo a países como Cuba.

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero Oropeza, destacó en su comparecencia ante la Cámara de Diputados que la decisión de no solicitar un crédito al Banco de Exportaciones e Importaciones de Estados Unidos (EXIMbank) fue tomada por la petrolera mexicana y no una sanción.

«No hubo cancelación de crédito, fue una decisión conjunta de no solicitar el financiamiento. No hay sanciones, no hay multas por parte de EXIMbank hacia Pemex», aclaró Romero Oropeza.

En el sitio web de EXIMbank (//www.exim.gov/policies/exim-bank-and-environment/pending-transactions), se puede verificar que Pemex acordó retirar su solicitud de crédito a partir del 23 de agosto de 2023. Este crédito estaba destinado al desarrollo de campos petroleros y de gas, tanto terrestres como marítimos, en la costa este de México.

Romero Oropeza también enfatizó que Pemex no ha realizado donaciones de combustible a ningún gobierno extranjero, sino que mantiene relaciones comerciales con más de 26 países.

Sin embargo, existen documentos que muestran que a través de “Gasolinas Bienestar” duplicó el envío de crudo tipo Istmo a Cuba.

En junio de este año, Pemex a través de “Gasolinas Bienestar” mando a Cuba un total de 350 mil barriles de petróleo crudo istmo.

El crudo enviado a la isla caribeña sumó 700 mil barriles en julio, casi el doble frente al mes inmediato anterior.

Aunque no se especificaron los países a los que se exporta petróleo crudo, se señaló que en agosto se exportaron un millón 76 mil barriles diarios de crudo al extranjero, con un 71.7% destinado al continente americano.

El director de Pemex respondió a las declaraciones de la congresista republicana María Elvira Salazar, quien afirmó que EXIMbank negó un crédito a Pemex debido a las donaciones de petróleo gratuito a Cuba.

De acuerdo con diputados del PT, los gobierno de Peña y Calderón aumentaron la deuda de Pemex en 91.9%.

El diputado Reginaldo Sandoval Flores (PT) celebró que con la llegada de la Cuarta Transformación la deuda de Petróleos Mexicanos (Pemex) no solo se logró detener, sino que se disminuyó significativamente.

En un comunicado, tras participar en la comparecencia del director general de Pemex, Octavio Romero Oropeza, ante las Comisiones Unidas de Energía y de Infraestructura, en el marco del análisis del Quinto Informe de Gobierno del presidente Andrés Manuel López Obrador, señaló que la deuda de dicha empresa «en los sexenios neoliberales del PRI y el PAN se incrementó en un 91.9%”.

El también presidente de la Comisión de Infraestructura agregó que el buen manejo de las finanzas de esta empresa estatal ha permitido bajar la deuda un 17.8%. “Vamos en la ruta de que sea autosuficiente en la producción y consumo de gasolina, gracias a lo que generará la refinería de Dos Bocas”.

El líder parlamentario resaltó que las reservas probadas de hidrocarburos equivalen a 7 mil 328 millones de barriles, con un precio de 77.8 dólares por barril, lo que equivale a 570 mil 412 millones de dólares; es decir, 10.4 billones de pesos.

“¿Díganme si no es viable la empresa de Pemex? ¿Díganme si no es correcto que la recuperemos? ¿Por qué la necedad de decir que vamos en el sentido equivocado? ¿Díganme si no fue correcto subsidiar la gasolina para que no suba la inflación? Hoy va para abajo la inflación y para arriba el crecimiento económico. Sin duda, vamos en la ruta correcta”, enfatizó.

En su oportunidad, el diputado Francisco Javier Guerrero Varela (PT) puntualizó que Pemex es un actor importantísimo de la economía de este país, pero por décadas pagó deudas externas, corrupción y desarrollo.

«Afortunadamente ahora se demuestra que en la 4T sí hay combate a la corrupción y a la incapacidad burocrática, que también fastidia al sistema económico”, dijo.

El también secretario de la Comisión de Energía solicitó al director general de Pemex hacer un análisis para conocer la legislación que no funciona y que actualmente detiene su buen avance. “Asimismo, invito a todos a que reflexionen, de nada sirve estar con necedades de regresar a manos privadas lo que no debe ser”.

Pemex destaca que la producción de gas natural aumentó en el octavo mes del año en 262 millones de pies cúbicos.

Petróleos Mexicanos (Pemex) ha informado que al cierre de agosto de este año, la producción de gas natural, en colaboración con sus socios, alcanzó un promedio diario de 5 mil dos millones de pies cúbicos (MMpcd).

De acuerdo con la empresa productiva del estado, este logro representa un avance positivo para la industria energética mexicana.

En comparación con el mismo período del año anterior, la producción de gas natural ha aumentado en 262 millones de pies cúbicos, según los datos proporcionados por la empresa.

Las estadísticas petroleras de agosto revelan un incremento acumulado del 5.5% en comparación con los 4 mil 740 MMpcd producidos durante los primeros ocho meses del año anterior. Además, la cantidad registrada al cierre de agosto marca el nivel más alto de producción en los últimos seis años.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha presentado datos que indican que, desde el punto más bajo de producción en 2018, la producción de gas natural en México ha aumentado en un 16%, con Pemex representando el 88% de este crecimiento.

Carlos Pascual, vicepresidente global de Energía de Standard & Poor’s, ha destacado que México tiene importantes oportunidades para expandir su producción de gas natural, lo que contribuye a su resiliencia en la transición energética.

Este crecimiento en la producción de gas natural se ha logrado en gran parte gracias a la explotación de nuevos campos.

Durante el primer semestre, se produjeron un millón 539 mil barriles de pies cúbicos diarios, y se espera que se completen 21 pozos adicionales en el tercer trimestre para mantener esta tendencia positiva.

Pemex estima que, para finales de 2023, los nuevos campos contribuirán con una producción de 2 mil 205 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas natural.

A pesar de estos avances, la producción de gas natural de Pemex sigue concentrándose en las regiones marinas, representando el 55% del total, mientras que los campos terrestres contribuyen con el 45%. El campo Cantarell es el principal productor, aportando el 19% de la producción total, seguido de cerca por Ku-Maloob-Zaap y el Litoral de Tabasco, con un 16% y un 13% respectivamente.

En el campo Trión se invertirán más de 10 mil millones de dólares.

El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, se reunió ayer por la noche en Palacio Nacional con la directora ejecutiva de Woodside Energy, Meg O’Neill.

En sus redes sociales informó que dicha empresa, en asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex), actualmente desarrolla el campo petrolero en aguas profundas Trión, el cual se localiza a 180 kilómetros al este de Matamoros, Tamaulipas.

La inversión para el desarrollo del campo asciende a 11 mil 679 millones de dólares para producir, a partir de 2028, 110 mil barriles diarios de petróleo crudo y 90 millones de pies cúbicos de gas.

“Estamos en la transición energética, pero todavía será necesario por dos o tres décadas utilizar hidrocarburos de manera racional”, explicó el mandatario en la publicación en redes sociales.

En el encuentro participaron, por parte del Gobierno de México: las secretarias de Energía, Rocío Nahle García y de Economía, Raquel Buenrostro Sánchez; el director general de Pemex, Octavio Romero Oropeza; el director corporativo de Administración y Servicios de Pemex, Marcos Herrería Alamina; el director de Pemex Exploración y Producción, Ángel Cid, así como el subdirector de Exploración y Producción, Jesús Rojas Palma. También estuvo el gobernador de Tamaulipas, Américo Villareal.

Integraron la comitiva de la empresa Woodside Energy: el vicepresidente ejecutivo de proyectos, Matthew Ridolfi; el vicepresidente para Trion, Stephan Drouaud; el director general y representante legal en México, Timothy Callahan y el director de Asuntos Corporativos en México, Alfonso Solis Haces.

Pemex invertirá más de 14 mil millones de dólares en el desarrollo del campo Maloob.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la modificación del plan de desarrollo para la extracción presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) para la Asignación A-0203-3M-Campo Maloob.

Se trata de una asignación de extracción, ubicada en aguas territoriales del Golfo de México, frente a la costa de Campeche, con una superficie de 79.35 kilómetros cuadrados, forma parte del complejo Ku-Maloob-Zaap.

El Campo Maloob tiene tres yacimientos: en el Eoceno Medio, Cretácico Superior-Medio-Inferior y Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK); es productora de aceite negro de densidades de 9 a 16 grados API.

En su primera etapa de desarrollo, de 1985-1993, inició el desarrollo del yacimiento, en el Cretácico, con la perforación de hasta 8 pozos productores en 1993.

Actualmente, está en su cuarta etapa (2009-actualidad) cuya principal característica es el inicio de la inyección de Nitrógeno no al yacimiento Cretácico.

La modificación al plan de desarrollo del campo Maloob es para dar continuidad a la estrategia de explotación, actualizando el número de perforaciones e intervenciones a pozos, así como la presentación de un nuevo Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado.

La modificación contempla realizar la perforación de 16 pozos, 39 reparaciones mayores, 458 reparaciones menores, cifra que incluye 173 estimulaciones y la construcción de 1 plataforma.

De esta manera, entre 2023 y 2034, Pemex PEP estima que se obtendrán de manera adicional 555.5 millones de barriles de aceite y 260.03 mil millones de pies cúbicos de gas, logrando factores de recuperación finales de 35% y 48.5%, respectivamente.

El costo total estimado para el periodo es de 14 mil 166.34 millones de dólares, de los cuales 9 mil 802.33 se destinarán a inversión y 4 mil 364.01 millones a gasto de operación.

Por el tamaño de inversión, el Campo Maloob ocupa el tercer lugar entre los cinco proyectos de mayor inversión aprobados por la CNH, únicamente superado por Ayatsil con una inversión de 20 mil millones de dólares y Kayab con 18 mil millones.

A pesar de la «prohibición» de AMLO, Pemex apuesta por el uso de fracking.

Pemex podrá perforar una venta durante la perforación del pozo Atoyatl-1DEL.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó la modificación otorgada a Pemex Exploración y Producción (PEP) para la perforación del pozo delimitador en aguas someras Atoyatl-1DEL.

El pozo delimitador en aguas someras Atoyatl-1DEL, está considerado en el programa de evaluación de la asignación AE-0149-M-Uchukil, aprobado por el regulador el 2 de marzo de 2023, cuya autorización fue aprobada mediante oficio 220.0713/2022 del 5 de octubre de 2022, correspondiente a la asignación AE-0175-M-Chuyan.

Atoyatl-1DEL fue aprobado con el objetivo de reducir la incertidumbre exploratoria asociada con los recursos contingentes del Campo Atoyatl en el Play Plioceno Inferior.

En caso de obtener un resultado negativo, PEP realizará una ventana para cortar los objetivos en una mejor posición estructural y poder asegurar el cumplimiento de los objetivos planteados.

El Pozo será perforado con una trayectoria direccional tipo “J”.

La profundidad total programada es de 3,183 mvbmr / 3,330 mdbmr en agujero principal; y de 3,034 mvbmr/ 3,060 mdbmr en ventana.

El hidrocarburo esperado es aceite de 31 grados API. Los recursos prospectivos a la media con riesgo son de 12.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en el Plioceno 4, y de 3.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en el Plioceno.

La probabilidad de éxito geológico es de 70% y de 66%, respectivamente.

Los programas de perforación y terminación contemplan en total 101 días: 44 días para la perforación (del 19 de mayo al 01 de julio 2023), 29 días para la terminación (del 02 de julio al 3 de agosto 2023), y 28 días para la perforación de la ventana (del 4 al 31 de agosto 2023).

Pemex anunció que concluyó las reparaciones en plataformas del campo Ek.

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero, informó de los avances logrados en infraestructura en el campo Ek.

El área contractual Ek-Balam, con una superficie es de 63.37 kilómetros cuadrados, es integrada por los campos Ek y Balam. Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, a 95 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, frente a la costa de Campeche.

Su tipo de fluido es aceite negro de densidad 11-29 grados API. En su primera etapa inició la explotación del yacimiento JSO de los campos Ek y Balam, en los años del 1991-1995.

El director de la petrolera nacional, primero destacó las dos terminaciones y reparaciones, reparaciones del equipo de bombeo electro centrífugo (BEC). El cual ayudará a incorporar producción de petróleo crudo fresca para contener la declinación en campo Ek Balam.

Posteriormente, explicó las inversiones realizadas en el centro operativo Ek Alfa, donde se produce la energía eléctrica necesaria para alimentar las plataformas que operan en el campo de aguas someras en el Golfo de México. Mediante cuatro turbogeneradores eléctricos, se distribuye la energía eléctrica para operar los pozos de los campos Ek Balam.

Por último, dio la palabra a personal de Pemex, quienes informaron de la conclusión de los trabajos de construcción de dos colectores en el campo.

«En días pasados dimos un paso muy importante, por la incorporación de los colectores norte y sur con los que dejamos de operar la red de distribución existente, la cual dio servicio por 30 años, y con ello podemos continuar con la preservación del medio ambiente en la instalación», explicó Siegmar Glattki Pérez, superintendente de Ek-A.

La empresa productiva del estado realizó a finales de junio cambios a la red de ductos que conectan las plataformas de los campos Ek Balam.

La CNH aprobó a Pemex modificar el plan de exploración de la asignación AE-0142-3M-Comalcalco.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la modificación al plan de exploración, presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) respecto de la asignación AE-0142-3M-Comalcalco.

La asignación AE-0142-3M-Comalcalco, tiene una superficie aproximada de 1,017.59 kilómetros cuadrados y se ubica al sureste de México, en el estado de Tabasco, en la provincia petrolera Cuencas del Sureste.

La solicitud de modificación al plan de exploración deriva de la variación del número de pozos a perforar.

El objetivo de la modificación al Plan es continuar con la incorporación de reservas y la evaluación del potencial petrolero de los plays Plioceno Inferior, Mioceno Superior y Cretácico, mediante: Procesamiento sísmico 3D, estudios exploratorios, y perforación de pozos exploratorios, en los escenarios operativos base e incremental.

Pemex PEP propone en el Base, realizar cuatro estudios exploratorios, de Identificación, evaluación y selección de prospectos; tres Pruebas de prospectos (Tibirish-1EXP, Escuintle-401EXP, y Popte-1AEXP), la perforación del pozo Popte-1AEXP.

Mientras que en el Incremental, se contempla el procesamiento sísmico 3D en 977.75 kilómetros cuadrados; realizar ocho estudios exploratorios, dos de Identificación, evaluación y selección de prospectos; tres VCD, tres pruebas de prospectos y la perforación de tres pozos (Shuku-1EXP, Akubal-1EXP, y Kuxul-1EXP).

El programa de Inversiones estimado en el escenario Base, es de 49.66 millones de dólares que podría llegar hasta 158.49 millones, considerando también los recursos del escenario Incremental. La perforación de pozos absorbería un poco más del 95% de las inversiones en ambos escenarios.

Pemex presume que la perforación en 40 campos durante la presente administración.

Petróleos Mexicanos (Pemex) destacó que ha desarrollado 40 campos nuevos en lo que va del sexenio de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), lo que representa un incremento del 400% en comparación con los campos desarrollados con Peña Nieto.

De acuerdo con datos de la empresa productiva del estado, los 40 nuevos campos, que ya se sumaron a la producción durante esta administración, superan a los dos sexenios anteriores, pues durante la administración de Felipe Calderón se desarrollaron 19 y durante la de Enrique Peña fueron apenas ocho.

“La producción de hidrocarburos líquidos extraída de los campos nuevos es parte esencial de la estrategia para mantener una tendencia de crecimiento de la producción”, dijo el director de la empresa, Octavio Romero Oropeza.

La petrolera nacional informó que estos campos, incluyen 183 pozos, de los cuales 106 son marinos y 77 terrestres.

Pemex destaca que de los 40 campos desarrollados en esta administración destacan tres, Quesqui que aporta el 35% de la nueva producción, Tupilco con el 19% e Ixachi con el 7%.

Pero la actual administración no se conforma con el aumento del 400% y planea incorporar otros 16 campos antes de que termine el sexenio para llegar a 56 campos, con los cuales pretenden frenar el declive en la producción de campos maduros.

Estos nuevos 40 campos han aportado 280 mil barriles diarios a la producción de Pemex en el segundo trimestre del 2023.

A pesar de la prohibición presidencial, Pemex recurre al fracking.

Pemex Exploración y Producción (PEP) retomará algunos proyectos de exploración y producción en campos con yacimientos no convencionales por lo que tendrá que utilizar fracking.

Esto a pesar de que el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, garantizó que durante su gobierno no se utilizaría la técnica de fracturación hidráulica (fracking).

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a la empresa productiva del estado la perforación del pozo Kaeni-1EXP, el cual se localiza en la cuenca de Tampico Mizantla el estado de Veracruz dentro de un yacimiento no convencional.

Al ser un yacimiento no convencional, Pemex deberá de utilizar el fracking durante la perforación.

Kaeni se suma a la perforación de los pozos Pankiwi y Chaxan los cuales requirieron de la fracturación hidrahulica durante su perforación.

México tiene más recursos prospectivos de gas y de petróleo en yacimientos no convencionales que en las áreas convencionales, por lo que manifestó que es necesario considerar la explotación de estos recursos para incrementar la producción de petróleo y gas en el país.

En el país existen recursos prospectivos de petróleo por 68 mil 100 millones de barriles, de los cuales 32 mil 100 millones corresponden a yacimientos convencionales (47.1%), mientras que en los yacimientos no convencionales hay recursos por 36 mil millones de barriles (52.9%).

En el caso del gas natural, la historia es similar, pues los recursos prospectivos del país correspondientes a este hidrocarburo se ubican en 224 mil 700 millones de pies cúbicos, de los cuales 83 mil 200 millones están en yacimientos convencionales y 141 mil 500 millones de pies cúbicos restantes están en áreas no convencionales. Este último dato representa casi 63 por ciento de los recursos prospectivos totales de gas en el país.

Pemex presume avance en el desarrollo de nueva infraestructura en este sexenio.

En lo que va del sexenio, Petróleos Mexicanos (Pemex) ha construido 939 kilómetros de ductos, un 124% más informó su director general, Octavio Romero.

De acuerdo con el funcionario, durante la administración del presidente López Obrador, se han construido 81 nuevos ductos, los cuales representan los 939 kilómetros.

«En cuanto a número de ductos, llevamos 81 ductos, contra 39 del sexenio anterior, más lo que nos faltan de aquí a que termine la administración», dijo Romero Oropeza.

En lo referente a plataformas marinas, dio a conocer que, comparado con la administración pasada, en la cual se construyeron 24 de estas estructuras, durante la actual se han construido 26.

El funcionario señaló que por ahora están enfocados en reducir el tamaño de las estructuras marinas, sin perder seguridad, para que la producción de hidrocarburos se haga más rápido.

Romero señaló que construir una plataforma tipo octápodo, de 5 mil toneladas de acero, se lleva un tiempo de 18 meses, “las estructuras ligeras que estamos construyendo ahora son de 12 meses, a lo que a estrategia se centrará en reducir el tamaño de las estructuras marinas sin comprometer la seguridad”.

Recientemente, la empresa productiva del estado anuncio la licitación para la construcción de 8 nuevas plataformas marinas para los campos Kayab, Utsil, Ayatsil y Pit.

El director general de la petrolera nacional agregó que recibieron 85 equipos de perforación y actualmente ya cuentan con 122, el cual se está incrementando, ya que la empresa tiene fuertes metas de acelerar la construcción de nuevos pozos para incrementar la producción en el corto plazo.

“Estamos incrementando el número de equipos porque también descuidaron a Pemex en cuanto a los equipos, los vendieron, los dejaron que se echaran a perder, con la finalidad de que Pemex ya no hiciera esta actividad, sino que la hicieran privados”, destacó.

Para el 2023, la petrolera nacional destina el 91.6% de su presupuesto a actividades de exploración y producción. Se trata de un monto equivalente a 404 mil millones de pesos, de acuerdo con Presupuesto de Egresos de la Federación.

Pemex presenta la licitación de la octava plataforma marina que pretende construir antes de que termine el sexenio.

Pemex Exploración y Producción (PEP), presentó la convocatoria para la contratación vía licitación de la ingeniería, procura y construcción de una plataforma marina a instalarse en la Sonda de Campeche, Golfo de México.

Recientemente, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos (Pemex) aprobó en su sesión 1007 el inicio de los procedimientos de contratación anticipada para la fabricación de varias estructuras marinas relocalizables.

En el acta del acuerdo CA-045/2023, se autorizó a la subsidiaria Pemex Exploración y Producción gestionar la liberación de los recursos ante la Dirección Corporativa de Finanzas.

Con los recursos se busca fabricar 4 estructuras mínimas relocalizables temporales y 2 definitivas, sin que en ese momento se especificará en el campo se instalarán.

Con esta, se han presentado licitaciones para estructuras en los campos Utsil, Ayatsil, Pit y Kayab.

A finales de julio, la empresa productiva del estado hizo públicas las bases de licitación y especificaciones técnicas para la ingeniería, procura y construcción de la plataforma marina Kayab-A, la cual se instalará en el Golfo de México.

El martes se publicaron las bases para la licitación del proyecto de diseño, procura y construcción de una segunda plataforma marina en el campo Kayab, la cual se denomina Kayab-B.

Hoy la empresa productiva del estado hizo pública la tercera licitación para la construcción de una tercera plataforma marina en el campo de aguas someras, a la que se le llamó Kayab-C.

El campo Kayab se encuentra dentro la asignación AE-0164-Campeche Oriente, ubicada frente a las costas de los estados de Campeche y Tabasco, con una superficie de 41.63 kilómetros cuadrados, con yacimientos en el cretácico y dos pozos perforados.

El tipo de fluido que pose el campo es aceite de 8 grados API, de un aceite muy pesado, de alta viscosidad, lo cual conlleva retos técnicos para la petrolera nacional.

Pemex espera recuperar del campo un volumen de 458.16 millones de barriles de petróleo y 49.39 mil millones de pies cúbicos de gas natura.

Las bases considera la construcción de la plataforma, así como el tendido de un gasoducto de conexión entre instalaciones.

De acuerdo con las bases, la notificación de aclaraciones se realizará el 5 de septiembre a las 11:00, la presentación y apertura de propuestas el 25 de septiembre a las 10:00 horas y la notificación del fallo del concurso el 13 de octubre a las 17:00 horas.

La CNH autorizó a Pemex modificar el plan de desarrollo del campo Zaap.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la modificación al plan de desarrollo para la extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0375-3M-Campo Zaap.

El campo Zaap se encuentra ubicado en aguas territoriales, frente a la costa de Campeche, con una superficie de 52.17 kilómetros cuadrados y forma parte del complejo Ku-Maloob-Zaap.

El Campo Zaap tiene tres yacimientos: en el Eoceno Medio (EM), en el Cretácico (K) y en el Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK); es productora de aceite negro de densidades de 16 – 25.8 grados API.

En su primera etapa (1990-2006) inició producción del Yacimiento Cretácico, y en 1997 inició la explotación de los Yacimientos Eoceno Medio y Jurásico. Actualmente, está en su cuarta etapa (2018-actual), en declinación de la producción.

La modificación al plan de desarrollo se debe a la actualización de los pronósticos de producción, por el comportamiento favorable de los yacimientos, la inversión, así como la presentación de un nuevo Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (PAGNA).

La modificación contempla realizar 25 reparaciones mayores, 107 reparaciones menores y la construcción de instalaciones.

De esta manera se estima que entre 2023 y 2034, se pueda recuperar un volumen de 126.96 millones de barriles de aceite de petróleo y 92.86 mil millones de pies cúbicos de gas para lograr factores de recuperación finales de 33.0% y 48.4% respectivamente.

El costo total estimado para el periodo es de 6 mil 010.11 millones de dólares, de los cuales 3 mil 510.40 millones se destinarán a Inversión y 2 mil 499.7 millones a gasto de operación.

Pemex presenta la licitación de la séptima plataforma marina que pretende construir antes de que termine el sexenio.

Pemex Exploración y Producción (PEP), presentó la convocatoria para la contratación vía licitación de la ingeniería, procura y construcción de una plataforma marina a instalarse en la Sonda de Campeche, Golfo de México.

Recientemente, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos (Pemex) aprobó en su sesión 1007 el inicio de los procedimientos de contratación anticipada para la fabricación de varias estructuras marinas relocalizables.

En el acta del acuerdo CA-045/2023, se autorizó a la subsidiaria Pemex Exploración y Producción gestionar la liberación de los recursos ante la Dirección Corporativa de Finanzas.

Con los recursos se busca fabricar 4 estructuras mínimas relocalizables temporales y 2 definitivas, sin que en ese momento se especificará en el campo se instalarán.

Con esta, se han presentado licitaciones para estructuras en los campos Utsil, Ayatsil, Pit y Kayab.

En junio, la empresa productiva del estado, presentó la licitación para la plataforma “PI-Ayatsil-F” a instalarse en el campo Ayatsil.

Dos semanas después, la petrolera nacional publicó las bases de licitación para la ingeniería, procura y construcción de la plataforma marina Pit-A.

Posteriormente, se publicaron las bases de licitación y anexos técnicos para la ingeniería, procura y construcción de la plataforma marina Pit-B, la cual será instalada como parte del plan de desarrollo del campo Pit.

Días después se presentaron las bases y especificaciones técnicas para la ingeniería, procura y construcción de la plataforma de generación PG-Ayatsil-F.

A finales de julio, la empresa productiva del estado hizo públicas las bases de licitación y especificaciones técnicas para la ingeniería, procura y construcción de la plataforma marina Kayab-A, la cual se instalará en el Golfo de México.

Ayer por la tarde se publicaron las bases para la licitación del proyecto de diseño, procura y construcción de una segunda plataforma marina en el campo Kayab, la cual se denomina Kayab-B.

El campo Kayab se encuentra dentro la asignación AE-0164-Campeche Oriente, ubicada frente a las costas de los estados de Campeche y Tabasco, con una superficie de 41.63 kilómetros cuadrados, con yacimientos en el cretácico y dos pozos perforados.

El tipo de fluido que pose el campo es aceite de 8 grados API, de un aceite muy pesado, de alta viscosidad, lo cual conlleva retos técnicos para la petrolera nacional.

Pemex espera recuperar del campo un volumen de 458.16 millones de barriles de petróleo y 49.39 mil millones de pies cúbicos de gas natura.

Las bases considera la construcción de la plataforma, así como el tendido de un gasoducto de conexión entre instalaciones.

De acuerdo con las bases, la notificación de aclaraciones se realizará el 5 de septiembre a las 11:00, la presentación y apertura de propuestas el 25 de septiembre a las 10:00 horas y la notificación del fallo del concurso el 13 de octubre a las 17:00 horas.

Pemex perdió 43 mil barriles diarios de producción en julio por el incendio en la plataforma Nohoch.

La producción de petróleo crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) bajo en 7.85% comparación al mes de junio de 2022, el equivalente a 134 mil barriles diarios, de acuerdo con el reporte de producción de la petrolera nacional.

De esta forma, la petrolera nacional se mantiene en niveles históricamente bajos de producción de petróleo, de acuerdo a datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

De acuerdo con datos del regulador, la producción de petróleo de la empresa productiva del estado se encuentra en su nivel más bajo de los últimos 44 años.

En comparación al mes inmediato anterior, la producción de petróleo también cayó 2.24%, manteniéndose en niveles no vistos desde la década de los años 70´s.

Como se ha hecho desde el inicio de la actual administración, a la producción del mes se sumó la extracción de los condensados de los campos prioritarios desarrollados, sin embargo, estos no han podido del todo compensar el declive de sus campos maduros.

Además de tratarse de dos clases de hidrocarburos distintos, los cuales son reportados por petroleras por separado.

Sumando los condensados de los campos Ixachi y Quesqui, la producción de la empresa productiva del estado alcanzó los 1.83 millones de barriles, su nivel más bajo del año.

La petrolera nacional había logrado producir más de 1.7 millones de barriles de petróleo diarios otra vez en noviembre del 2022, tras alcanzar el nivel en los meses junio y julio por primera vez desde abril del 2020, cuando al inicio de la pandemia de COVID-19 en México reportó una producción mensual promedio de 1.703 millones de barriles por día.

Si bien la actual administración había logrado estabilizar la producción de crudo, le ha costado mucho trabajo, mantenerse y superar la barrera de los 1.71 millones de barriles por día, sumando ocho meses sin poder romper este techo.

La producción de petróleo con socios durante el mes de julio fue de un millón 573 mil barriles diarios, un 7.85% menos que el año pasado, cuando se extrajeron un millón 707 mil barriles de crudo diarios.

Mientras que la producción sin socios fue de un millón 533 mil de barriles diarios, un 9.13% menos que en 2022 y 3.46% por debajo de lo obtenido el mes anterior.

Sumando los condensados de sus nuevos campos estrella, la petrolera nacional alcanzó una producción de hidrocarburos líquidos de un millón 835 mil barriles diarios.

El ritmo de extracción de la petrolera nacional no ha podido recuperar los niveles vistos a inicio del 2020 antes del recorte presupuestal y una disminución en la producción debido al acuerdo en la OPEP+.

Durante la última reunión del cártel y sus socios, la Secretaría de Energía (SENER) se comprometió a no exceder una producción de un millón 753 mil barriles diarios hasta diciembre del 2023, a la cual la petrolera no ha podido acercarse.

Pemex espera extraer 51 mil barriles de aceite y 9 millones de pies cúbicos con el programa de transición.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio la autorización al programa de transición relacionado con el pozo Asiki-1EXP presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP).

El pozo Asiki-1EXP asociado a la asignación de exploración y extracción de hidrocarburos AE-0130-M-Llave, ubicada en Playa Vicente, Veracruz, tiene una extensión de 9.19 kilómetros cuadrados. Su yacimiento se encuentra en el Cretácico medio, productor de aceite de 12 grados API de densidad.

El objetivo del programa de transición es dar continuidad operativa a la producción del pozo exploratorio Asiki-1EXP, así como evaluar dinámicamente el yacimiento Cretácico Medio.

El programa propuesto contempla recuperar un volumen de 51.83 mil barriles de aceite y 9.02 millones de pies cúbicos de gas entre septiembre del 2023 y agosto del 2024.

Para ello, las actividades consideradas en el Programa propuesto son: producción temprana del pozo Asiki-1EXP, medición continua, y trabajos de mantenimiento preventivo, principalmente.

El Programa de inversiones, el cual incluye inversión y gasto operativo, se estima en un costo total de 1.08 millones de dólares.

El IFT otorgó a Pemex una concesión de telecomunicaciones para mejorar el control de operaciones.

Petróleos Mexicanos (Pemex) monitoreará y controlará sus pozos, ductos y demás operaciones con la ayuda de una banda de espectro radioeléctrico.

El Instituto Federal de Telecomunicaciones (IFT) autorizó a la empresa productiva del estado una concesión de telecomunicaciones por 15 años, para usar el espectro dentro de la banda de frecuencias de 406.1-410 Megahertz (Mhz).

Espectro que le permitirá operar un sistema para aplicaciones de supervisión, control y adquisición de datos (Supervisory Control And Data Acquisition, SCADA), que analizará en tiempo real la operación, transporte y vigilancia.

Con el proyecto de telecomunicaciones, Pemex pretende garantizar las comunicaciones relacionadas con las operaciones estratégicas, como son: monitoreo y control de pozos; extracción de crudo en plataformas marinas, operación de refinerías y complejos petroquímicos.

Así como, coordinación de bombeo de productos a través de ductos, operaciones financieras y administrativas entre centros de trabajo, entre otros.

En la solicitud, Pemex explicó que la a nueva banda asignada se revisará a detalle todos los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución del petróleo y petrolíferos que están ubicados en los estados de Coahuila, Chiapas, Guanajuato, Hidalgo, Jalisco, México, Nuevo León, Oaxaca, Puebla, Querétaro, Tabasco, Tamaulipas y Veracruz.

El Consejo de Administración de Pemex autorizó la firma del Contrato de Servicios Integrales de Exploración y Extracción para el campo Lakach.

El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos (Pemex) autorizó la firma del Contrato de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE) para el campo Lakach.

Mediante el acuerdo CA-068/2023 en la sesión realizada el 7 de julio de este año, los consejeros de Pemex instruyeron a la Dirección Corporativa de Finanzas a que realice las «acciones que resulten necesarias para la instrumentación del mecanismo de pago para la contraprestación del CSIEE de la asignación A-1088-M-Campo Lakach».

Así mismo, instruyo a Pemex Exploración y Producción para que cubra «todos los costos» relacionados con el estado físico del inventario del «Proyecto Lakach», además de buscar las aprobaciones antes las instancias federales correspondientes.

En 2022, la empresa productiva del estado firmó un contrato con la empresa estadounidense New Fortress Energy para reanudar los trabajos de extracción de gas en el yacimiento de gas no asociado en aguas profundas del Golfo de México denominado Lakach, ubicado a 90 kilómetros del Puerto de Veracruz.

Este proyecto se encontraba suspendido desde hace seis años, con una inversión inicial por parte de Pemex de mil 400 millones de dólares.

La empresa norteamericana se compromete a complementar esta inversión con mil 500 millones de dólares adicionales.

La inversión es parte de un contrato de servicios firmado por Pemex con la empresa norteamericana para reanudar los trabajos de extracción en Lakach, un yacimiento de gas natural en aguas profundas que había sido abandonado.

“Lakach representa una reserva de alrededor de 900 mil millones de pies cúbicos, lo que significa una producción promedio de 300 millones de pies cúbicos diarios en un horizonte de 10 años”, dijo Pemex.

Pemex invertirá 145.5 millones de dólares en el desarrollo del campo Los Soldados en el estado de Veracruz.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la modificación del plan de desarrollo para la extracción de la asignación A-0195-3M-Campo Los Soldados, presentada por Pemex Exploración y Producción (PEP).

Se trata de una asignación de extracción, ubicada a 16 kilómetros al noreste del municipio de Las Choapas, Veracruz, con una superficie de 69.9 kilómetros cuadrados. El campo es productor de aceite negro, de densidad 36 grados API.

El campo fue descubierto en el año de 1953 y se encuentra en su tercera etapa, en la reactivación del campo con la perforación de seis pozos intermedios, y la implementación de sistemas artificiales de producción de tipo bombeo neumático y mecánico.

La máxima producción de aceite fue 5.83 mil barriles de petróleo diarios en el año 1969, cuando operaban 26 pozos.

La modificación al plan se debe cambios en la estrategia de explotación del campo con la implementación de un proceso de inyección de agua en las arenas del Mioceno, de agosto 2023 a la vigencia de la asignación, la cual concluye en agosto 2034.

En este periodo de tiempo, Pemex PEP considera realizar 45 y 169 reparaciones menores, consistentes en limpiezas de aparejo, tomas de información y estimulaciones, la construcción de una planta de inyección de agua y cuatro acueductos que permitirán alcanzar un factor recuperación final de 38 % de aceite y 34 % de gas.

Para ello, el plan de desarrollo modificado estima un costo total de 145.45 millones de dólares.

La producción de petróleo de Pemex fue fuertemente afectada por los accidentes y derrames sucedidos en julio, revelo su director general.

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), informó a través de un video en redes sociales de las consecuencias que tuvieron los accidentes y derrames del mes de julio.

Octavio Romero reveló que la pérdida de petróleo por la explosión de la plataforma Nochoch-A es mayor a la reportada inicialmente.

Tras la explosión, la empresa productiva del estado reportó una pérdida de 450 mil barriles de petróleo, la cual se fue recuperando paulatinamente.

Sin embargo, hasta el 3 de agosto, la petrolera nacional aún no ha podido recuperar 20 mil barriles diarios de petróleo que dejo de extraer tras la explosión.

Anteriormente, se había informado que únicamente faltaba por recuperar 100 mil barriles diarios de petróleo, sin embargo, el funcionario se mantiene optimista de que se recuperarán.

«Los vamos a recuperar en los próximos días, para llegar nuevamente a la normalidad».

De acuerdo con Romero Oropeza, en los dos campos (Ku y Balam) la pérdida en la producción de crudo fue de un millón 136 mil barriles.

En las mismas fechas, se reportó una fuga de petróleo de una de las tuberías que conectan a las plataformas del activo Ek Balam, la cual provocó una pérdida de la producción por las reparaciones necesarias.

La producción de los nuevos campos de Pemex en el segundo trimestre de 2023 promedió alrededor de 208 mil barriles diarios de petróleo adicionales.

Durante el segundo trimestre, la producción petrolera total de Pemex Exploración y Producción (PEP) promedió 1.903 millones de barriles diarios, cifra que resulta superior a la registrada en el trimestre previo de 1.873 millones de barriles diarios.

Después de que el país contribuyó al acuerdo de la OPEP+ con un recorte de 100 mil barriles diarios en los meses de mayo, junio y julio de 2020, es importante mencionar que la producción petrolera continúa mostrando una tendencia creciente desde el tercer trimestre de 2020.

El avance en la producción petrolera entre el primer trimestre de 2023 y el segundo trimestre de 2023 se explica por la mayor producción de los 38 (22 marinos y 16 terrestres) nuevos campos petroleros.

La producción petrolera de los nuevos desarrollos promedió alrededor de 582 mil barriles diarios en el segundo trimestre de 2023 contra los 512 mil barriles diarios en el trimestre previo.

El banco BBVA, considera que para alcanzar las nuevas metas de producción petrolera de los siguientes años, será necesario que Pemex frene aún más el declive en la producción petrolera de campos maduros y continúe incrementando significativamente la producción aportada por los nuevos campos.

«Para asimilar de mejor manera por qué la producción petrolera de Pemex ha mostrado una tendencia creciente en los últimos once trimestres, es importante analizar la contribución que hacen los socios de Pemex y los productos condensados. En relación con el segundo trimestre de 2022, la producción de hidrocarburos líquidos se incrementó en 126.3 mil barriles diarios al segundo trimestre de 2023. Este aumento se explica por una variación de -84 mil, 0.7 mil y 209.7 mil barriles diarios en la producción de Pemex, socios y condensados, respectivamente», expreso el banco en un reporte.

Las ventas de exportación de Pemex mostraron un decremento anual de 39.4% en el segundo trimestre de 2023 debido principalmente al menor precio de la mezcla mexicana de petróleo. Por su parte, las ventas en México de Pemex cayeron a una tasa anual de 45.1% en el mismo lapso.

Las menores ventas por exportación y nacionales representaron conjuntamente un decremento anual de 42.5% en relación con el segundo trimestre de 2022. El decremento en ventas totales y el incremento en el deterioro de activos fijos incidieron desfavorablemente sobre los resultados financieros reportados en el segundo trimestre de 2023. En el mismo lapso del año pasado se registró un rendimiento neto de 125.2 mil millones de pesos vs. 25.4 mil millones de pesos en el segundo trimestre de 2023.

«Si bien se registró un incremento trimestral de alrededor de 70 mil barriles diarios en la producción de los 38 nuevos campos durante abril-junio 2023, el avance trimestral de 30 mil barriles diarios en la producción de hidrocarburos líquidos confirma que continúa el declive natural en la producción de los yacimientos maduros».

«Cabe mencionar que el mayor incremento trimestral observado en la producción de los nuevos campos había sido de 66 mil barriles diarios, el cual ocurrió en el trimestre previo. Alcanzar las nuevas metas de producción petrolera de los siguientes años requerirá de una mucho mayor aportación de los nuevos campos y mayores inversiones en exploración y producción que permitan encontrar y desarrollar yacimientos petroleros para compensar la progresiva menor contribución de los campos maduros».

Si bien la gravedad de los accidentes disminuyeron de abril a junio, el número de accidentes en instalaciones de Pemex continúa siendo altos.

Durante el segundo trimestre 2023, el índice de frecuencia acumulado para el personal de Petróleos Mexicanos (Pemex) se ubicó en 0.35 accidentes por millón de horas-hombre laboradas con exposición al riesgo, comparado con 0.47 accidentes registrados el año previo.

Frente al trimestre anterior, la frecuencia de accidentes de gravedad paso de 0.58 accidentes por millón de horas-hombre laboradas con exposición al riesgo a 0.35.

Las empresas productivas subsidiarias y áreas corporativas que contribuyeron a la accidentabilidad durante este trimestre son: Pemex Exploración y Producción con 10 lesionados y una fatalidad; Pemex Transformación Industrial con nueve lesionados, Pemex Corporativo con seis lesionados; y Pemex Logística con cuatro lesionados.

El índice de gravedad acumulado durante el segundo trimestre 2023 para el personal de la petrolera se ubicó en 30 días perdidos por millón de horas-hombre laboradas con exposición al riesgo, comparado con 29 días perdidos registrados en el mismo periodo del año 2022.

Si bien la gravedad de los accidentes disminuyeron de abril a junio, el número de accidentes en instalaciones de Pemex continúa siendo altos.

La tendencia de crecimiento en el número de accidentes inició en 2020, cuando de marzo a junio la frecuencia se incrementaron en 56.2%.

La tendencia de crecimiento en el número de accidentes inició en 2020, cuando de marzo a junio la frecuencia se incrementaron en 56.2%.

Para disminuir la frecuencia de los accidentes, la petrolera nacional ha invertido 16 mil 642 millones de pesos, para revertir la tendencia en el deterioro de las instalaciones y en consecuencia, potenciales siniestros y accidentes asociados a riesgos operativos.

La producción de petróleo de Pemex disminuyó 5.46% frente al 2022 y se mantiene en niveles históricamente bajos.

La producción de petróleo crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) bajo en 5.46% comparación al mes de junio de 2022, el equivalente a 93 mil barriles diarios, de acuerdo con el reporte de producción de la petrolera nacional.

De esta forma, la petrolera nacional se mantiene en niveles históricamente bajos de producción de petróleo, de acuerdo a datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

En comparación al mes inmediato anterior, la producción de petróleo también cayó 0.12%, manteniéndose en niveles no vistos desde la década de los 80`s.

Como se ha hecho desde el inicio de la actual administración, a la producción del mes se sumó la extracción de los condensados de los campos prioritarios desarrollados, sin embargo, estos no han podido del todo compensar el declive de sus campos maduros.

Además de tratarse de dos clases de hidrocarburos distintos, los cuales son reportados por petroleras por separado.

Sumando los condensados de los campos Ixachi y Quesqui, la producción de la empresa productiva del estado alcanzó los 1.87 millones de barriles, un poco menos a lo registrado en mayo y abril.

La nacional había logrado producir más de 1.7 millones de barriles de petróleo diarios otra vez en noviembre del 2022, tras alcanzar el nivel en los meses junio y julio por primera vez desde abril del 2020, cuando al inicio de la pandemia de COVID-19 en México reportó una producción mensual promedio de 1.703 millones de barriles por día.

Si bien la actual administración había logrado estabilizar la producción de crudo, le ha costado mucho trabajo, mantenerse y superar la barrera de los 1.71 millones de barriles por día, sumando seis meses sin poder romper este techo.

La producción de petróleo con socios durante el mes de mayo fue de un millón 611 mil barriles diarios, un 4.67% menos que el año pasado, cuando se extrajeron un millón 690 mil barriles de crudo diarios.

Mientras que la producción sin socios fue de un millón 588 mil de barriles diarios, un 5.59% menos que en 2022 y 0.19% por arriba de lo obtenido el mes anterior.

Sumando los condensados de sus nuevos campos estrella, la petrolera nacional alcanzó una producción de hidrocarburos líquidos de un millón 878 mil barriles diarios.

El ritmo de extracción de la petrolera nacional no ha podido recuperar los niveles vistos a inicio del 2020 antes del recorte presupuestal y una disminución en la producción debido al acuerdo en la OPEP+.

Durante la última reunión del cártel y sus socios, la Secretaría de Energía (SENER) se comprometió a no exceder una producción de un millón 753 mil barriles diarios hasta diciembre del 2023, a la cual la petrolera no ha podido acercarse.

Pemex invertirá hasta 668.79 millones de dólares en trabajos exploratorios en costas de Tabasco y Veracruz.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la modificación del plan de exploración, presentado por Pemex Exploración y Producción, respecto de la asignación AE-0148-2M-Uchukil.

La asignación AE-0148-2M-Uchukil, tiene una superficie aproximada de 1,121.03 kilómetros cuadrados y se localiza frente a las costas de los estados de Veracruz y Tabasco, en la Provincia Petrolera Cuencas del Sureste.

El motivo de la modificación al plan de exploración se debe a la variación en el número de pozos a perforar, derivado de la previa aprobación del PPAE, otorgado por la SENER.