Hidrocarburos

03/012022

Privados impulsan producción nacional de aceite en enero

La CNH publicó las cifras definitivas de producción nacional de aceite y gas para el mes de enero.

La producción nacional de aceite se incrementó en apenas 0.06% durante el mes enero frente al 2020 de acuerdo al reporte oficial de extracción de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

De acuerdo con el reporte publicado por el regulador de los hidrocarburos en México, la producción de aceite que suma asignaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex) y privados cerró en enero en un millón 652 mil barriles diarios.

El aumento en los niveles de producción nacional estarían impulsados por las petroleras privadas que operan en el territorio nacional, ya que la producción de Pemex caería en 9 mil barriles diarios en enero.

Del total de la producción, un millón 484 mil barriles corresponden a la empresa productiva del estado y 168 mil de barriles a las empresas privadas que operan bloques en aguas someras, profundas y terrestres en el territorio nacional.

La producción de migraciones cayó en mil barriles diarios frente a diciembre, mientras que las de las rondas de licitación aumentaron en 11 mil barriles diarios.

Por otra parte, la producción nacional de gas abrió el año también al alza con un ritmo de extracción de 4 mil 733 millones de pies cúbicos diarios frente a los 4 mil 698 mil millones de pies cúbicos registrados al cierre del 2021.

Por último los condensados registraron un incremento en al inicio del año al pasar de 157 mil barriles en diciembre a 176 mil barriles en enero.

02/252022

Crece en 50% quema de gas en México

Hidrocarburos, Últimas Noticias gas natural

De acuerdo con Reuters con el gobierno de AMLO la quema de gas en instalaciones de Pemex aumentó en 50%.

Una investigación realizada por Reuters a través de imágenes satelitales de la NASA de sitios de llamaradas en todo México, mostraron que la quema de gas ha crecido drásticamente bajo la presidencia de Andrés Manuel López Obrador en 50%.

El volumen de gas quemado aumentó de 3 mil 900 millones de metros cúbicos en 2018 a 5 mil 800 millones de metros cúbicos en 2020, mostraron los datos, lo que coloca a México entre los 10 principales quemadores del mundo.

Datos preliminares recopilados para los primeros 10 meses de 2021 sugieren que México estaría en camino de romper el récord de actividad de quema de 2020, encontró el equipo de la Escuela de Minas de Colorado, con febrero en un máximo mensual histórico.

La política energética de López Obrador continúa en dirección contraria a los esfuerzos de varios países de aumentar las fuentes de energía renovable y dejar de depender de la quema de combustibles fósiles.

El aumento de la actividad petrolera para alcanzar la «soberanía energética» y la falta de inversiones en la infraestructura de Petróleos Mexicanos (Pemex) han provocado un aumento en la quema de gas en sus centros procesadores de gas natural.

Los datos preliminares recopilados por la Escuela de Minas de Colorado en 2021 no han sido divulgados, pero el análisis de las cifras de 2020 proporcionó la primera imagen detallada de dónde se está produciendo la quema en México.

Estos datos mostraron que Chiapas y los vecinos estados Tabasco y Veracruz son el epicentro de un aumento dramático en la quema de gas, cerca de varios centros de población.

Los datos de 2020, mostraron que el número de llamaradas aumentó a 195 desde 141 dos años antes, con los mayores incrementos en Chiapas, Tabasco y Veracruz.

También mostró que tres de las cinco mayores chimeneas del país estaban cerca de varios pueblos, incluida la Colonia El Carmen.

02/252022

FPSO de Eni inicia producción en México

Hidrocarburos, Últimas Noticias Eni

El FPSO de Eni tiene una capacidad de tratamiento de 90 mil barriles diarios de petróleo.

Eni anuncia que Miamte Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) inició la producción de hidrocarburos en el campo Miztón, dentro del Proyecto de Desarrollo en el Área 1 en el Golfo de México, aproximadamente a 10 kilómetros de la costa de Tabasco.

A su llegada a México en enero de 2022, Miamte FPSO se conectó a su sistema de amarre y pasó por actividades de precomisionamiento y comisionamiento integrado. Luego de la primera introducción de hidrocarburos en la FPSO y la puesta en marcha de dos plataformas más en los campos Amoca y Tecoalli, la producción aumentará hasta completar el desarrollo completo del campo para 2024.

El FPSO tiene una capacidad de tratamiento de petróleo de 90 mil barriles diarios y una capacidad de tratamiento de gas de 75 millones de pies cúbicos de gas natural.

«El buque ha sido construido siguiendo las más estrictas especificaciones y las técnicas más avanzadas para garantizar la seguridad de las operaciones para las personas y el medio ambiente; la construcción ha involucrado 5 patios en 3 países diferentes incluyendo México, maximizando la participación de proveedores locales», informó Eni en un comunicado.

La producción temprana del campo Miztón comenzó en junio de 2019, después de solo 3 años y medio desde la adjudicación del Área Contractual 1 y 7 meses desde la Decisión Final de Inversión (FID).

«Los logros de Eni en México son el resultado del compromiso de la Compañía de cumplir con el cronograma del proyecto y las obligaciones contractuales, así como del apoyo continuo del Gobierno mexicano para proporcionar la aprobación de los permisos necesarios».

02/242022

Pemex invertirá 49.4 mdd en perforación de Siwak-1EXP

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

Pemex esperar recuperar 5.6 millones de barriles de petróleo en Siswak.

El órgano de gobierno autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Siwak-1EXP.

El pozo en aguas Someras, Siwak-1EXP, está considerado dentro del plan de exploración para la asignación AE-0152-M-UCHUKIL, cuya modificación fue aprobada por la CNH el 08 de junio de 2021, mediante la resolución CNH.E.41.001/2021.

Los objetivos geológicos del pozo se encuentran en el plioceno Inferior, en el intervalo 1,406–1,575 metros verticales y mioceno superior en el intervalo de 1,782–2,041 metros verticales, respectivamente.

Se tiene, como programado perforar en una trayectoria tipo “J” hasta entre 2,130 a 2,358 metros verticales.

El Hidrocarburo esperado es aceite ligero de 25.2 grados API.

Los recursos prospectivos a la media con riesgo se estiman en 5.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico es del 35%.

Los programas de perforación y terminación del pozo contemplan en total 81 días: 54 días para la perforación (del 21 de marzo al 13 de mayo del 2022), y 28 días para la terminación (del 14 de mayo al 11 junio del 2022).

Los costos programados ascienden en total a 49.4 millones de dólares, de los cuales 35.8 millones son para la perforación y 13.6 millones de dólares para la terminación.

02/242022

Vista Oil & Gas gana 50.7 mdd en 2021

Hidrocarburos, Últimas Noticias Vista Oil & Gas

Vista Oil & Gas anunció que la producción de petróleo se incrementó en 66% en 2021 frente a 2020.

La petrolera mexicana Vista Oil & Gas, cuyas operaciones se concentran en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, en Argentina y en algunos campos terrestres en México, registró el año pasado una utilidad neta de 50.7 millones de dólares que contrasta con las pérdidas por 102.7 millones de dólares con las que había cerrado el 2020.

Al presentar este miércoles sus resultados anuales, la petrolera anunció además que planea invertir 400 millones de dólares en 2022.

De acuerdo con la nota de resultados publicada por la compañía, las ganancias netas de Vista ascendieron en el cuarto trimestre de 2021 a 35.6 millones de dólares, frente a las pérdidas en igual período de 2020 por 13.8 millones de dólares.

La empresa, cuyas acciones se cotizan en las bolsas de Nueva York y México, obtuvo en 2021 un beneficio operativo de 210.6 millones de dólares, frente a pérdidas en 2020 por 70 millones de dólares, mientras que en el cuarto trimestre la ganancia operativa fue de 82 millones de dólares, frente a un descenso de 17.8 millones de dólares en igual período de 2020.

El año pasado, el resultado bruto de explotación (EBITDA) ajustado fue de 380.1 millones de dólares, con un aumento del 298% en comparación con 2020 impulsados por los ingresos totales frente a costos operativos estables.

En tanto, los ingresos de la compañía totalizaron en 2021 los 652.2 millones de dólares, con un aumento del 138% con respecto a 2020 que, según la petrolera, fue «impulsado principalmente por el incremento en la producción y mayores precios realizados».

En tanto, las inversiones de Vista ascendieron el año pasado a 324.1 millones de dólares.

La empresa, presidida por el argentino Miguel Galuccio, precisó que su producción total de hidrocarburos durante el año pasado fue de 38.845 barriles equivalentes de petróleo diarios, con un aumento interanual del 46%.

Vista, cuya producción de petróleo aumentó 66% interanual, a 30 mil 359 barriles, puso en producción el año pasado veinte pozos nuevos en Bajada del Palo Oeste, área que ya cuenta con cuarenta pozos en producción.

En un comunicado, la petrolera anunció este miércoles que planea invertir este año 400 millones de dólares para poner en producción 24 pozos nuevos y alcanzar una producción de entre 4 mil y 47 mil barriles de petróleo equivalente diarios.

02/212022

Pemex reduce superficie de dos asignaciones en aguas someras

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

La CNH autorizó a Pemex a reducir la superficie de los campos en aguas someras Chac y Nohoch.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) emitió opinión Técnica a la Secretaría de Energía (SENER) sobre la modificación del anexo 1 de los títulos de las asignaciones A-0078-M-Campo Chac y A-0237-M-Campo Nohoch.

A solicitud de la SENER, el regulador dio asesoría y emitió opinión técnica respecto a la modificación del anexo 1 de los títulos de asignación de A-0078-M-Campo Chac y A-0237-M-Campo Nohoch, con la finalidad de reducir el área de las e informar a la secretaría si dichas modificaciones impactan en los planes de desarrollo y de exploración respectivamente.

La propuesta de reducción de la asignación 0078-M-Campo Chac significa el área pasará de 26.50 a 19.27 kilómetros cuadrados. Mientras que en el caso de la asignación A-0237-M-Campo Nohoch, el área pasará de 24.9 a 16.87 kilómetros cuadrados.

Derivado del análisis a la información presentada por la SENER, la CNH consideró viable la propuesta de Pemex Exploración y Producción para reducir las áreas. Sin embargo, consideró que existe un impacto en el programa de desarrollo, dado que se observa una variación en las condiciones técnico-económicas, en virtud de que se modificarán los indicadores económicos.

Al respecto la CNH concluye que toda vez que existe un impacto en los planes vigentes de ambas asignaciones, Pemex deberá presentar para aprobación la modificación de los planes de desarrollo asociados, de conformidad con lo que establece el término y condición sexto del título de asignación.

02/182022

Modifican ley para que Pemex implemente acciones contra el cambio climático

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

El Senado aprobó una reforma al artículo 11 de la Ley de Pemex

El pleno del Senado de la República aprobó una reforma al artículo 11 de la Ley de Petróleos Mexicanos (Pemex) para que la empresa productiva del estado incorpore a sus procesos acciones de desarrollo sustentable e implemente acciones contra el cambio climático.

El senado Raúl Bolaños – Cacho dijo que es fundamental de Pemex “mejore sus procesos, para alinear sus acciones a objetivos globales y nacionales de reducción de emisiones y así contribuir al combate del cambio climático”.

Con la modificación al artículo 11, ahora la empresa productiva del estado deberá atender los criterios para la optimización de recursos humanos, financieros, materiales, simplificar procesos y llevar acciones de mitigación y adaptación al cambio climático.

En su intervención, la senadora Xóchitl Gálvez, alertó que científicos del Instituto Nacional de Salud Pública, estiman que en el Valle de México fallecen 12 mil personas al año por daño pulmonar grave, producido por la contaminación que genera la refinería y termoeléctrica de Tula, Hidalgo.

Mientras que la senadora Sylvana Beltrones, dijo que la petrolera nacional ocupa el tercer lugar entre las empresas con mayor riesgo ambiental en el planeta.

02/182022

Eni invertirá 4 mdd en 2022 en evaluación de Saásken

Hidrocarburos, Últimas Noticias Eni

La inversión programada en 2022 se redujo en 61% frente a lo contemplado en el programa de evaluación vigente.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Eni el programa de trabajo y presupuesto 2022 respecto del programa de evaluación del descubrimiento Saásken-1EXP.

El descubrimiento Saásken se realizó dentro del contrato CNH-RO2-L01-A10.CS/2017 bajo la modalidad de producción compartida.

El campo se encuentra a 60 kilómetros frente a las costas del estado de Tabasco, dentro de la Cuenca Salina del Istmo, con una superficie de 532.6 kilómetros cuadrados y tirante de agua de 300 a 350 metros.

Eni planea realizar este año evaluaciones generales, geofísica, geología, ingeniería de yacimientos y estudios de seguridad, salud y medio ambiente.

Las inversiones contempladas para este año es de 4.42 millones de dólares, un 61% menos de lo contemplado en programa de evaluación vigente.

02/172022

Aumenta actividad de exploración y producción 16% en 2021: CNH

Hidrocarburos, Últimas Noticias CNH

En total la inversión programada en la perforación de los diez pozos asciende a 33.7 millones de dólares.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) presentó el informe sobre autorizaciones de perforación de pozos exploratorios, correspondiente al cuarto trimestre de 2021.

De acuerdo con el regulador, en el trimestre octubre-diciembre del 2021 se reportó la autorización de perforación de diez pozos. De los cuales, nueve son terrestres y uno en aguas someras. Ocho autorizaciones le aprobaron a Pemex Exploración y Producción (PEP), dos a Pantera, y dos a IHSA (Iberoamericana de Hidrocarburos), respectivamente.

Los recursos prospectivos a la media con riesgo para los diez pozos se estiman en 55.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y recursos contingentes por 39.5 millones de barriles.

En total la inversión programada en la perforación de los diez pozos asciende a 33.7 millones de dólares.

Al cuarto trimestre del 2021, se recibieron 19 informes de resultados de perforación de pozos, los cuales muestran que de diez de pozos terrestres, cinco de los pozos, de PEP, resultaron como descubridores de aceite con un volumen asociado de 656.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Jaguar, con un pozo descubridor de gas y condensado; de cinco pozos productores, dos son de PEP, Respol, Pantera, y Vista, tuvieron uno cada.

Un pozo de Pemex resultó invadido por agua, cinco pozos resultaron secos. Dos de Pemex, y uno, respectivamente, de Pantera, PC Carigali, y Eni.

De acuerdo con el regulador para esos 19 pozos, se programó una inversión total de 792.4 millones de dólares, y la real fue por mil 013.5 millones de dólares.

En un comparativo del cuarto trimestre del 2020 con el mismo periodo del 2021, se presentaron los siguientes datos: cinco pozos concluidos en el 2020, y 19 concluidos en el 2021.

La inversión real, 162.9 millones de dólares en 2020 contra mil 013.5 millones el año pasado.

En cuanto a éxito exploratorio se observó en 50% del 2020 contra un 54% en el 2021.

En todo el 2021 la CNH dio 66 autorizaciones de pozos: 46 fueron terrestres, 17 en aguas someras, y tres en aguas profundas.

Cinco operadores concentraron el 78% de las autorizaciones: Pemex (47%), Pantera (12%), Jaguar (8%), Vista Oil & Gas (6%), y Operadora Bloque 13 (5%). El resto de las autorizaciones se distribuyó entre otros nueve Operadores: Roma Energy, Repsol, SMB, Eni, IHC, y Bloque VC-01 (3% cada uno), y DS Servicios, Lukoil, y PC Carigali (1% cada uno).

En el 2021 se recibieron resultados de 50 pozos (24 terrestres, 18 de aguas someras, y 8 de aguas profundas y ultraprofundas).

De los 50, se presentaron resultados de 39 pozos exploratorios: 12 resultaron “Descubridor de aceite” (31%), cinco “Descubridor de Gas y Condensado” (13%), “Productor no comercial” (8%), dos tuvieron “Accidente mecánico” (5%), y en otros dos se presentó “Columna geológica imprevista” (5%), seis pozos “Invadidos por Agua” (15%), nueve pozos “Secos” (23%). En cuanto a 11 Pozos Delimitadores, nueve resultaron “Productores” (82%), uno resultó “Productor no comercial” (9%), y uno resultó “Seco” (9%).

02/162022

Vista Oil & Gas aumenta un 42% sus reservas P1 en 2021

Hidrocarburos, Últimas Noticias Vista Oil & Gas

La producción anual promedio de Vista Oil & Gas fue de 38 mil 845 barriles diarios durante el 2021.

La petrolera mexicana Vista Oil & Gas, cuyas operaciones se concentran en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, en Argentina, dijo que en 2021 logró incrementar sus reservas probadas totales en un 42% y aumentar un 46% su producción anual.

La compañía precisó en un comunicado que cerró 2021 con reservas probadas estimadas y certificadas de petróleo y gas por un total de 181.6 millones de barriles de petróleo equivalente.

Además, dijo que en 2021 alcanzó una producción promedio anual de 38 mil 845 barriles diarios, lo que significó un aumento del 46% frente a lo logrado en 2020.

La producción promedio en el cuatro trimestre del año pasado fue de 41 mil 064 barriles diarios, con un alza interanual del 34% impulsada principalmente por el desarrollo de su proyecto en Bajada del Palo Oeste, en la provincia de Neuquén.

Las reservas probadas certificadas de petróleo y gas natural en Bajada del Palo Oeste fueron calculadas en 155 millones de barriles de petróleo equivalente.

Mientras que en México, las reservas P1 estimadas y certificadas en el bloque CS-01, ubicado en Tabasco, México, fueron 4.5 millones de barriles al 31 de diciembre de 2021, aumentando desde 200 mil barriles al final de 2020.

Las adiciones a las reservas P1 fueron respaldadas por un estudio integrado que llevó a la aprobación del plan del desarrollo del campo por la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 8 de abril de 2021.

Dicho plan contiene 23 locaciones P1. Las adiciones fueron también impulsadas por el incremento de 50% a 100% en la participación que tiene la Compañía en el bloque, que se llevó a cabo el 16 de agosto de 2021.

Vista es el tercer productor de petróleo y el segundo operador de petróleo no convencional de Argentina.

La compañía dijo que planea invertir 2 mil 300 millones de dólares en los próximos cinco años con el objetivo de incrementar su producción a unos 80 mil barriles de petróleo equivalente para 2026.