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Bel Air Unique CDMX 13 - 14 Noviembre, 2024
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Hidrocarburos

06/262023

AINDA adquiere 4.4% de participación en el campo Hokchi

Hidrocarburos, Últimas Noticias AINDA

AINDA ahora pose el 8% de la participación del campo Hokchi.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), dio la aprobación del tercer convenio modificatorio del contrato CNH-R01-L02-A2/2015 derivado de la cesión de intereses de participación de Hokchi Energy, a favor de AEI Hidrocarburos (AINDA Energia & Infraestructura).

 

El contrato es en la modalidad de producción compartida. El área contractual se localiza en aguas someras, frente a la costa de Tabasco, con una extensión aproximada de 39.59 kilómetros cuadrados.

 

El órgano de gobierno de la CNH instruyó la suscripción del tercer convenio modificatorio para hacer constar la cesión del 4.4% del interés de participación de Hokchi Energy a favor de AINDA.

 

El regulador aclaró que esta modificación no resulta en una cesión de control corporativo y de gestión del contrato.

 

13 de mayo 2022, Hokchi Energy cede a favor de AINDA el 3.6% del interés y E&P cede a favor de hokchi el 5% de su participación.

 

30 de marzo 2023, E&P cede a favor de Hokchi 15% de la participación; Hokchi cedió el 7% a favor de Sierra Blanca, el 20% a favor de Sierra Coronado, el 3% a favor de Sierra Offshore y el 7% a favor de Sierra Perote.

 

Con esta sesión, las participaciones en el bloque quedan con Hokchi Energy como operador con 55%, Sierra Blanca (Sierra Oil & Gas) con 37% y AINDA con 8%.

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Pemex
06/232023

Pemex modifica el plan de desarrollo del campo Itta

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

Pemex invertirá 313.9 millones de dólares en el desarrollo del campo Itta en Tabasco.

 

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio la aprobación de la modificación al plan de desarrollo para la extracción presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) para la Asignación AE-0151-M-UCHUKIL, campo Itta.

 

El campo Itta, tiene una extensión de 12.12 kilómetros cuadrados, se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a de 24 kilómetros al noroeste de la terminal Marítima Dos Bocas, en el estado de Tabasco. Se trata de una Asignación productora de aceite negro con una densidad de 33 grados API.

 

La modificación al plan de desarrollo se debe a la actualización de los pronósticos de producción y los requerimientos de inversión, como resultado del comportamiento de los yacimientos.

 

El objetivo de la modificación es dar continuidad operativa al campo Itta y recuperar un volumen de 32.98 millones de barriles de aceite y 22.18 mil millones de pies cúbicos de gas, para alcanzar un 39% de factor de recuperación final de hidrocarburos.

 

La actividad por realizar consiste en el mantenimiento de la producción mediante la perforación y terminación de un pozo, cuatro reparaciones mayores, seis reparaciones menores y la construcción e instalación de un gasoducto, así como el taponamiento de nueve pozos, el abandono y desmantelamiento de dos ductos y una plataforma en el año 2034.

 

La modificación del plan de desarrollo tendrá una inversión es de 224.04 millones de dólares y el gasto de operación es de 89.90 millones de dólares para un total de 313.94 millones.

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Repsol
06/232023

Repsol continúa con su compromiso en México

Hidrocarburos, Últimas Noticias Repsol

La decisión de Repsol Exploración de devolver el Bloque 10 obedece a la decisión de negocios de enfocarse en aquellos proyectos con descubrimientos geológicos y comerciales.

 

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) decidió aplicar una pena convencional a Repsol de 36 millones 050 mil dólares por el incumplimiento de la porción no realizada del Programa Mínimo de Trabajo, debido a la renuncia total del área el año pasado.

 

La petrolera española informó que en el Bloque 10, el compromiso del programa de trabajo era perforar dos pozos. En 2020, se perforó el pozo Júum-1EXP que resultó seco, riesgo inherente en la industria petrolera. Al no tener éxito en este pozo, la empresa decidió devolver el bloque y no perforar el segundo pozo, por tanto, esto conlleva un pago de acuerdo al contrato con CNH, asumiendo completa y transparentemente el costo asociado a esta decisión.

 

En este, sentido, Repsol recalcó que continúa con su compromiso en México y una prueba de ello es la inversión en el Bloque 29, donde se ha excedido el Programa Mínimo de Trabajo al perforar más pozos de los establecidos en el contrato con el regulador.

 

Cabe destacar que el Procedimiento de Terminación Anticipada de los bloques de Exploración es un procedimiento común en la industria energética mundial.

 

La empresa asegura que la decisión de devolver el Bloque 10 obedece a la «decisión de negocios de enfocarse en aquellos proyectos con descubrimientos geológicos y comerciales».

 

«Repsol continuará desarrollando la actividad de la compañía en México. Una clara muestra de ello es que fuimos la primera compañía privada en realizar descubrimientos en aguas profundas en el país, demostrando así el compromiso con las comunidades donde operamos, pero sobre todo con la gente, a través de altos estándares de responsabilidad, transparencia y sostenibilidad que la compañía aplica en todos los países en los que opera».

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OIl Tank in industrial factory
06/222023

Pemex importa el 20% de combustibles de Deer Park

Combustibles, Hidrocarburos, Últimas Noticias Deer Park

Del total de la producción de combustibles de Deer Park, Pemex únicamente importa a México el 20%.

 

El director general de Pemex Comercio Internacional (PMI), Ulises Hernández Romano, informó que del total de combustibles que se producen en la refinería de Deer Park, solamente se importan a nuestro país del 15 al 20%.

 

Desde que la empresa productiva del estado, tomó el control de las operaciones en 2022, se han importado a México un total de 14.1 millones de barriles de combustibles.

 

«De hecho Deer Park no trae todo el producto para acá, gran parte de este producto se comercializa, porque dada la interconexión que tiene con el ducto Colonial y el Explorer que lleva productos al noreste de Estados Unidos, hacia el área de Chicago, ahí están elevados los precios, por lo que hace sentido a PMI mandar el producto para allá y venderlo más caro», dijo Hernández.

 

El funcionario explicó que conforme se avance en las interconexiones a través de ductos hacia México, la cantidad de producto enviado a nuestro país comenzará a aumentar en los próximos años.

 

Ya que de momento, las importaciones están limitadas a la capacidad de carga en el muelle, el cual es compartido con Shell.

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Pemex
06/212023

AMLO frena permiso para que Pemex haga fracking

Hidrocarburos, Últimas Noticias AMLO, Pemex

El gobierno federal rechazó una solicitud del titular de Pemex, Octavio Romero, para realizar fracking en un pozo en Veracruz.

 

El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), frenó una solicitud de Pemex Exploración y Producción para realizar la perforación de un pozo utilizando fracking en el estado de Veracruz.

 

Ayer, el mandatario dio a conocer la noticia y reafirmo que durante su administración no se permitirá este proceso en la actividad petrolera.

 

“Esto que les comentó María Luisa Albores del fracking, dijimos no al fracking y es una solicitud nada menos que de Pemex y ayer mismo le dijimos al director de Pemex: no, fracking no”, subrayó.

 

La titular de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, María Luisa Albores, presente en la mañanera, detalló que la instrucción presidencial es que no haya fracking y no se permitió para esta exploración, en Veracruz.

 

Sin embargo, pese a la instrucción presidencial, la empresa productiva del estado ha perforado en lo que va de esta administración tres prospectos en yacimientos no convencionales.

 

Se tratan de los pozos Pankiwi-1Exp, Kaneni-1Exp, Maxochitl-1Exp, los cuales fueron perforados en los estados de Puebla y Veracruz.

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06/202023

Woodside toma decisión final de desarrollar Trión

Hidrocarburos, Últimas Noticias Trion

Woodside espera la primera producción de Trión en 2028. La inversión total prevista asciende a 7 mil 200 millones de dólares.

 

Woodside ha informado que tomó la decisión final para desarrollar los recursos de Trion, un gran yacimiento de alta calidad ubicado en México. Los beneficios previstos derivados del desarrollo superan los objetivos del marco de referencia para la asignación de capital y aportan un valor duradero a los accionistas. La primera producción de petróleo está prevista para 2028.

 

El desarrollo está sujeto a la aprobación de la alianza y a la aprobación regulatoria del plan de desarrollo para la extracción del campo (PDE), prevista para el cuarto trimestre de 2023. Woodside es el operador con una participación del 60% y Pemex Exploración y Producción (PEP) posee el 40% restante.

 

La inversión total prevista asciende a 7 mil 200 millones de dólares, correspondientes a la participación de Woodside, incluido el acarreo de capital de Pemex de aproximadamente 460 millones de dólares, y se espera que el desarrollo del proyecto genere rendimientos sólidos a los accionistas de la petrolera australiana, así como beneficios económicos y sociales para México.

 

Se espera que la inversión genere una tasa interna de retorno (TIR) superior al 16% con un plazo de recuperación de la inversión inferior a cuatro años. La TIR prevista, excluyendo el acarreo de capital, es superior al 19%.

 

El proyecto tiene como objetivo el desarrollo de 479 Millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) de recursos contingentes de mejor estimación de petróleo y gas de 287 MMbpce de recursos contingentes. El subsuelo ha sido objeto de una evaluación exhaustiva, con la perforación de seis pozos a lo largo del yacimiento, lo que ha aportado información a Woodside para un mayor entendimiento de este gran recurso convencional de alta calidad.

 

La participación de Woodside corresponde a un valor del 60% en Trion. El total de gastos de capital excluye el importe previsto para el arrendamiento de la unidad flotante de almacenamiento y descarga (FSO).

 

La TIR prevista, el costo de suministro de Woodside y el plazo de recuperación de la inversión suponen el 60% de participación que posee la petrolera australiana en Trion; incluyen un acarreo de capital de aproximadamente 460 millones de dólares de gastos de capital para Pemex. La TIR y el plazo de recuperación de la inversión se calculan a partir de junio de 2023 y se asume un precio de petróleo Brent de 70 dólares por barril . El plazo de recuperación de la inversión se calcula a partir de flujos de efectivo no descontados, RFSU + 4 años aproximadamente.

 

El yacimiento será desarrollado mediante una unidad de producción flotante (FPU) con una capacidad de producción de petróleo de 100 mil barriles diarios. La FPU estará conectada a un buque flotante de almacenamiento y descarga (FSO) con capacidad para almacenar 950 mil barriles de petróleo.

 

La decisión de aprobar la inversión en el campo en aguas profundas no modifica los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero de la compañía australiana. La base de partida de este objetivo no se ajustará como resultado de la decisión de inversión.

 

Meg O’Neill, CEO de Woodside, ha declarado que Trion es una incorporación atractiva a la cartera de activos productores de alta calidad en el Golfo de México.

 

«Trion es un recurso valioso con un concepto de desarrollo maduro. Nuestro sólido balance general y nuestro enfoque disciplinado nos permiten invertir en oportunidades como Trion, ampliando nuestra cartera global y aportando valor a largo plazo.

 

«La inversión está alineada con la estrategia de la compañía, supera los objetivos del marco de referencia para la asignación de capital de Woodside y contribuirá en gran medida a los flujos de la empresa, a los retornos a los accionistas y al financiamiento de futuros desarrollos de petróleo, gas y nuevas energías.

 

«Este desarrollo aprovecha la experiencia probada de Woodside en la ejecución de proyectos en aguas profundas. El proceso procura del proyecto ha resultado en que aproximadamente el 70% del gasto de capital total previsto como precio alzado o tarifas fijas, con contratos clave que se ejecutarán progresivamente luego de la aprobación por la alianza.

 

«Trion tiene una intensidad de carbono prevista de 11.8 kgCO2-e/bpce promedio durante la vida del campo, lo que es inferior al promedio mundial de producción de petróleo en aguas profundas, y estará sujeto a los objetivos corporativos de reducción de emisiones de alcance 1 y 2 de la participación neta de Woodside».

 

«Hemos considerado una serie de pronósticos de demanda de petróleo y creemos que Trion puede contribuir a satisfacer las necesidades energéticas mundiales. Se espera que dos tercios de los recursos del campo se produzcan en los primeros 10 años posteriores a su puesta en marcha».

 

«Estamos desarrollando Trion porque creemos que aportará valor a los accionistas de la empresa y beneficios para México, incluyendo la generación de empleos, ingresos fiscales y beneficios sociales. Valoramos la relación que mantenemos con Pemex y el apoyo del Gobierno de México y de los órganos reguladores del país», afirmó.

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06/162023

Concluye CNH renuncias a tres bloques petroleros

Hidrocarburos, Últimas Noticias CNH

La CNH concluyó los procedimientos de renuncia de tres bloques terrestres y aguas profundas.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio visto bueno a la conclusión del procedimiento de terminación anticipada de tres bloques.

 

Primero se dio visto bueno a la reducción y devolución de una parte del área contractual, respecto del contrato CNH-R02-L02-A9.BG/2017, la cual fue solicitada por Pantera Exploración y Producción.

 

El operador devolvió una parte del bloque localizado en el estado de Tamaulipas, debido a que no se encontró potencial en una zona del área contractual.

 

El segundo visto bueno, fue a la terminación anticipada por renuncia a la totalidad del área contractual respecto del contrato CNH-R01-L04-A3.CPP/2016, solicitada por Chevron, a nombre de un consorcio conformado por Inpex y Pemex Exploración y Pop ducción.

 

El operador solicitó al regulador la terminación del contrato debido a que los estudios exploratorios no arrogaron los resultados esperados.

 

Por último, se dio por concluido el proceso de terminación anticipada por renuncia a la totalidad del área contractual respecto del contrato CNH-R01-L04-A4.CPP/2016, solicitada por CNOCC.

 

El área se encuentra en aguas territoriales del estado de Tamaulipas, en aguas profundas del Golfo de México, en el Cinturón Plegado Perdido.

 

El operador solicitó la renuncia al bloque debido a que el pozo exploratorio perforado resultó seco y la información exploratoria recabada no arroja la posibilidad de encontrar hidrocarburos.

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Copia de CRE 2
06/162023

CRE busca agilizar otorgación de permisos en petrolíferos

Hidrocarburos, Regulación, Últimas Noticias CRE

La CRE está buscando formas de agilizar los trámites para otorgar permisos en menor tiempo.

 

La Comisión Reguladora de Energía (CRE), tiene como objetivo buscar formas de agilizar los trámites y aprobar los permisos de venta al público de petrolíferos más rápido, aseguró la comisionada, Norma Leticia Campos.

 

En su participación en la convención anual de Organización Nacional de Expendedores de Petróleo (ONEXPO), Campos Aragón dijo que el regulador mantiene un retraso en por lo menos 3 mil permisos para estaciones de servicio.

 

La comisionada señaló que la mayoría de las solicitudes ingresadas por los permisionarios contienen errores e hizo un llamado para que se verifiquen las solicitudes antes de ingresarse.

 

Lo cual causó molestia entre los asistentes a la convención, quienes inclusive expresaron su malestar con rechiflas hacia la comisionada.

 

Campos Aragón aseguró que de los 525 permisos que se han autorizado este año, casi todos contienen errores e hizo un llamado a los permisionarios a aprender a llenar un formulario.

 

De acuerdo con ella, la CRE ha enviado más de mil oficios solicitando se subsanen errores o se presente más información.

 

“De esta cifra se observó que previo a su otorgamiento, fueron remitidos mil 80 oficios, en donde 645 son requerimientos de información y 435 prevenciones”, afirmó.

 

Entre los errores más comunes al presentar una solicitud se encuentra, discrepancias en los montos de inversión, inconsistencias en la capacidad operativa y errores en los domicilios reportados.

 

Campos apuró a los empresarios gasolineros a que se adapten a los cambios que se avecinan con la electromovilidad y la automatización, y que si no lo hacen corren el riesgo de desaparecer, generando otra oleada de desaprobaciones.

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Pemex
06/142023

Pemex modifica plan de exploración de Comalcalco

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

Pemex invertirá hasta 15 millones de dólares en actividades de exploración en el estado de Tabasco.

  La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio la aprobación a la modificación del plan de exploración de la asignación AE-0144-2M-Comalcalco, solicitada por Pemex Exploración y Producción (PEP).  La asignación AE-0144-2M-Comalcalco, tiene una superficie total de 449.95 kilómetros cuadrados y se ubica en el sureste de México, entre los estados de Chiapas y Tabasco, en la provincia petrolera Cuencas del Sureste.  El motivo de la modificación al plan de exploración se debe al otorgamiento del primer periodo adicional de exploración.  El objetivo de la modificación del plan es incorporar reservas de hidrocarburos y evaluar el potencial petrolero de los Plays establecidos del Plioceno y Mioceno Superior.  Las actividades exploratorias a realizar en la modificación son, estudios exploratorios (Identificación, evaluación y selección de prospectos), un estudio de diseño VCD, y una prueba de prospectos, en Acatil-1EXP, y Chara-1EXP, en el escenario base.  Mientas que en el incremental se realizarán otros estudios exploratorios (Identificación, evaluación y selección de prospectos).  En los objetivos geológicos se espera encontrar aceite ligero.  Pemex estima recursos en el Plioceno por 23.49 millones de barriles de petróleo crudo equivalente; mientras que, en el Mioceno Superior, dichos recursos se calculan en 27.97 millones de barriles.  La probabilidad geológica en ambos plays es de 11%.  Pemex estima una inversión de un millón de dólares en el escenario base y de 15.28 millones, considerando los escenarios base e incremental modificados.
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06/122023

Ingresos por actividades petroleras suman cinco meses a la baja

Hidrocarburos, Últimas Noticias CNH

Los ingresos al Estado Mexicano por actividades de exploración y producción en febrero de 2023 sumaron mil 689 millones de dólares.

Al 28 de febrero de 2023, los ingresos al Estado Mexicano mediante el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP) por actividades de exploración y producción de hidrocarburos alcanzaron los 180 mil 549 millones de dólares, informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).Durante el segundo mes del año, ingresaron al estado al FMP mil 689 millones de dólares, derivado de las contraprestaciones por las actividades de exploración y producción que se realizaron en el país, un 11.15% menos en comparación al mes inmediato anterior.El aumento en la actividad petrolera a partir del tercer trimestre del 2021 en los contratos y asignaciones impulsaron los ingresos del estado mexicano, sin embargo, desde mayo del 2022 experimentaron una desaceleración frente a los ingresos reportados en meses anteriores.De acuerdo con la información publicada por el regulador, en febrero las asignaciones de Pemex Exploración y Producción otorgaron al país ingresos por 1 mil 479 millones de dólares, sumando cinco meses a la baja.Mientras que las contraprestaciones que pagan los contratos de las rondas aumentaron de un mes al otro, al pasar de 198 millones de dólares en noviembre a 214 millones en mayo.Por otra parte, los ingresos por comercialización de hidrocarburos aumentaron por un mayor valor en el precio de la mezcla mexicana de petróleo. En el segundo mes del año, las ventas de hidrocarburos sumaron 198.5 millones de dólares, frente a los 181.9 millones reportados en enero.De 2015 a la fecha, el Estado Mexicano ha recibido 180 mil 549 millones 900 mil dólares, de los cuales 172 mil 942 millones pertenecen a las asignaciones, mientras que los contratos han generado ingresos por 6 mil 747 millones y 859 millones por bonos a la firma de los contratos.El 83% de los ingresos al estado de las asignaciones de Pemex, son por el Derecho de Utilidad Compartida (DUC), 16.7% por el Derecho de extracción de hidrocarburos y 0.3% por el Derecho de exploración de hidrocarburos.En los contratos, el 73.7% pertenecen a ingresos netos de comercialización, el 11.3% del bono a la firma o por empate, 7.2% por el concepto de regalía adicional, 5.4% de cuota contractual para la fase exploratoria y 2.4% de regalía base.Los ingresos relacionados con los contratos bajo la modalidad de licencia reportaron una caída por noveno mes consecutivo, al registrar en febrero ingresos por 6 millones de dólares, de los cuales 4.2 millones corresponden a regalía adicional y 1.8 millones de dólares a la regalía base.
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