Hidrocarburos

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.