Hidrocarburos

El siniestro se produjo durante las primeras horas del sábado en aguas del Golfo de México; no se reportan lesionados.

Durante las primeras horas del sábado se produjo un incendio en una de las plataformas satélite de Petróleos Mexicanos (Pemex) en el campo Octli ubicada en aguas someras del Golfo de México.

El campo Octli forma parte de la asignación AE-0009-5M-Tucco-Xaxamani-1, la cual se encuentra en las costas del Golfo de México frente  a los estados de Tabasco y Veracruz.

El campo tiene una superficie de 20.30 kilómetros cuadrados, es productor de aceite de 31 grados API.

De acuerdo con información proporcionada por personas cercanas al accidente ocurrió entre las 2 y 3 de la mañana no dejó personas heridas; los 15 trabajadores que se encontraban en la estructura alcanzaron a ser desalojados.

La tripulación de la embarcación OSV/Vigo realizó trabajos de auxilio.

Hasta el momento se desconoce el motivo del siniestro y Pemex no ha publicado información al respecto.

La CRE autorizó a Pemex Logística trasladar el costo del robo de combustible a los consumidores.

El órgano de gobierno de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) aprobó un proyecto por el que se aprueba a Pemex Logística trasladar el costo de las pérdidas no operativas en transporte de ductos a los usuarios finales (consumidores).

Esto quiere decir, que la empresa productiva del estado podrá trasladar el costo de las pérdidas por huachicoleo a los automovilistas que carguen gasolina.

En sesión ordinaria del 4 de febrero, el regulador autorizó la aplicación de la metodología para calcular el traslado aplicable a dichas pérdidas por la prestación del servicio de transporte por ducto de petrolíferos para el año 2022.

Sin embargo, quedó aprobado que los costos de estas pérdidas serán trasladadas a los usuarios desde el 2022 hasta el 2026.

La CRE expuso en el acuerdo que para que estas pérdidas no operativas puedan ser transferidas a los usuarios, es necesario que éstas queden fuera del control del transportista, es decir, que éstas ocurran a pesar de las acciones de mitigación y mantenimiento que éste haya realizado conforme a un programa anual de seguridad y reparación.

Pero las pérdidas no operativas que resulten de la negligencia del transportista, no son consideradas en los costos trasladables y serán responsabilidad del operador.

Este proyecto no es nuevo, ya que desde el 2020 ya se pretendía que debido a las pérdidas por robo de hidrocarburo no se registrarán pérdidas operativas para no afectar aún más las finanzas de Pemex.

La producción de los campos prioritarios de Pemex Exploración y Producción aumentó 1.84% frente al mes de noviembre.

Los campos estratégicos que Pemex Exploración y Producción (PEP) tiene como prioridad desarrollar durante el sexenio del presidente Andrés Manuel López Obrador, aumentaron en 1.84% frente al mes inmediato anterior y acercándose a la meta de producción esperada por la petrolera nacional.

Si bien de nueva cuenta incumplieron la meta mensual de producción, afectados por problemas operativos y falta de recursos para su desarrollo, cada mes de acercan más a cumplir el objetivo trazado por la administración de Octavio Romero.

Los campos prioritarios de Pemex tienen como objetivo ayudar a la empresa productiva del estado a compensar la declinación del activo Ku-Maalob-Zaap, el principal productor de hidrocarburos del país.

De acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), los campos insignia de la actual administración alcanzaron una producción de 255 mil 500 barriles diarios de crudo y condensado durante el mes de diciembre, frente a los 307 mil barriles diarios esperados en los planes aprobados por el regulador, lo que representa un cumplimiento del 83%.

Durante el último mes del año se observó un aumento de 1.84% en la producción de hidrocarburos en comparación con el mes de noviembre, sumando nueve meses consecutivos al alza, sin embargo, se encuentran aún por debajo del nivel esperado por Pemex para alcanzar la meta anual de producción, la cual fue puesta en 1.8 millones de barriles diarios.

El incrementó en el ritmo de extracción en se debió a un mejor ritmo de extracción en los campos Tetl y Quesqui, los cuales aportaron 9 mil barriles más frente al mes de noviembre.

Mientras que los campos Ixachi, Uchbal y Cahua continúan mejorando el ritmo de producción mes con mes.

Desde hace un año se observó un incremento en los niveles de producción de los campos insignia de la empresa productiva del estado, impulsados por la entrada de operación del campo Valeriana, Manik NW, Tetl y Koban así como el incremento en la extracción de hidrocarburos en Quesqui y Mulach.

Sin embargo, la falta de producción en los campos Esah, Suuk y Jaatsul ha afectado el cumplimiento de la meta establecida por la petrolera nacional.

Este mes Octli experimentó una caída en el volumen extraído de 7 mil 780 barriles frente a lo reportado en el mes anterior.

La meta de producción al mes de diciembre para los campos 22 campos prioritarios de Pemex se fijó en 307 mil barriles diarios, lo que representa un cumplimiento del 83%.

Los campos que más aportaron a la producción este mes fueron Quesqui e Ixachi con 56 y 45 mil barriles respectivamente, seguido por Octli y Mulach con 25 y 27 mil barriles cada uno.

La CNH autorizó los planes de exploración presentados por Pemex Exploración y Producción para tres asignaciones terrestres en Veracruz.

El órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción los planes de exploración de las asignaciones AE-0184-Llave-1, AE-0190-Llave 7 y AE-0191-Llave-8 en el cual la empresa invertirá entre 10.5 y 57.2 millones de dólares.

Los planes tiene como objetivo incorporar recursos de hidrocarburos buscando la continuidad de los plays establecidos, así como fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias

La asignación AE-0184-Llave-1 se encuentra en el estado de Veracruz a 87 kilómetros de Coatzacoalcos, Veracruz, en la Cuenca de Veracruz y tienen una extensión de mil 240 kilómetros cuadrados.

El escenario base contempla la adquisición de sísmica, 5 estudios exploratorios y la perforación del prospecto Gafen-1EXP.

Mientras que el escenario incremental contempla la adquisición de sísmica, 5 estudios exploratorios y la perforación de los pozos Tenenexpan-1EXP y Nama-1EXP.

Los recursos posibles a incorporar son 50.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Pemex planea invertir 29.17 millones de dólares en el escenario base, mientras que, para el escenario incremental, la inversión se elevaría a 68.23 millones de dólares.

Por otra parte, la asignación AE-0190-Llave-7 se encuentra entre los estados de Veracruz y Oaxaca en la Cuenca de Veracruz y una porción de las Cuencas del Sureste y tienen una extensión de 807 kilómetros cuadrados.

El escenario base contempla la adquisición y procesamiento de sísmica 2D y 3D, 5 estudios exploratorios y la perforación del prospecto Fugitivo-1EXP.

Mientras que el escenario incremental propone la adquisición y procesamiento de sísmica 2D y 3D, tres estudios exploratorios y la perforación del pozo Taha-1EXP.

Los recursos posibles a incorporar son 81.14 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Pemex planea invertir 16.25 millones de dólares en el escenario base, mientras que, para el escenario incremental, la inversión se elevaría a 68.65 millones de dólares.

Mientras que la asignación AE-0190-Llave-8 se encuentra entre los estados de Veracruz y Oaxaca en la Cuenca de Veracruz y una pequeña porción de las Cuencas del Sureste y tienen una extensión de 703.3 kilómetros cuadrados.

En esta asignación, el escenario base contempla la adquisición y procesamiento de sísmicas 2D y 3D, 5 estudios exploratorios y la perforación del prospecto Yectli-1EXP.

El escenario incremental sugiere la adquisición y procesamiento de sísmica y tres estudios exploratorios.

Los recursos posibles a incorporar son 4.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

El asignatario planea invertir 15 millones de dólares en el escenario base, mientras que, para el escenario incremental, la inversión se elevaría a 51.80 millones de dólares.

Pemex Exploración y Producción buscará incorporar recursos prospectivos por 27 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el plan de exploración de la asignación terrestre AE-0192-Techiaktli.

La asignación se localiza al sureste del Estado de Tabasco, en la parte terrestre de la provincia petrolera del Sureste. Desde el 2014 Pemex ha realizado estudios y procesamiento sísmico.

El objetivo del plan es incorporar recursos de hidrocarburos buscando continuidad de los plays establecidos en el mesozoico y terciario.

Pemex plantea llevar a cabo en el escenario base, reprocesamiento sísmico 3D en 239 kilómetros cuadrados, 4 estudios exploratorios y la perforación del prospecto Techiaktli-1EXP.

El pozo busca alcanzar el cretácico medio a una profundidad de 5,900 metros donde espera recursos a incorporar de  100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito 24%

Mientras que en el incremental se planea ejecutar 6 estudios exploratorios y la perforación de los prospectos Yoso-1EXP y Yaxin-1EXP.

El prospecto Yoso-1EXP busca alcanzar el plioceno inferior donde espera encontrar 4 millones de barriles con probabilidad de éxito del 19%, con posibles recursos a incorporar de un millón de barriles.

Por otra parte, el prospecto Yaxin-1EXP busca alcanzar el plioceno inferior donde espera encontrar 11 millones de barriles con probabilidad de éxito del 18%, con posibles recursos a incorporar de 2 millones de barriles

Los recursos prospectivos esperados a incorporar es de 27 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

La inversión contemplada en el escenario base sumaría un total de 30.1 millones de dólares y en el incremental de 53.4 millones de dólares.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex la perforación de Nuktah-1 en costas del Campeche.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP), la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Nuktah-1EXP.

El prospecto se perforará dentro de la asignación AE-0164, la cual se localiza en el estado de Campeche, dentro de la provincia petrolera de las cuencas del sureste.

Nuktah-1EXP forma parte de las actividades consideradas en escenario incremental del plan de exploración, aprobado por la CNH el 11 de agosto de 2020 mediante la resolución CNH.E.35.002/2020.

El objetivo geológico se ubica en el objetivo del cretácico, en el intervalo 4,380 a 5,030 metros verticales.

El pozo tendrá trayectoria vertical para alcanzar la profundidad total de 5,030 metros verticales, para lo cual se utilizará una plataforma semi sumergible Frida 1.

El hidrocarburo esperado es aceite pesado de 10 a 12 grados API.

Los recursos prospectivos, a la media con riesgo, se estiman en 36.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico es del 34%.

El programa de perforación de Nuktah-1EXP tomará 134 días: 99 días para la perforación (4 de febrero de 2022  al 13 de mayo de 2022) y 35  días para la terminación (14 de mayo al 17 de junio de 2022).

El costo total de la perforación es de 51.2 millones de dólares, de los cuales 38.7  millones serán usados en la perforación del pozo y 12.5 millones de dólares en actividades de abandono.