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Bel Air Unique CDMX 13 - 14 Noviembre, 2024
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Hidrocarburos

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09/022020

Producción nacional de crudo en julio llega a su peor nivel en 41 años

Hidrocarburos, Últimas Noticias producción

La producción nacional de crudo cayó 4.18% en julio en comparación al 2019, pese haber concluido el recorte voluntario de 100 mbd con la OPEP .

La producción nacional de petróleo disminuyó 4.18% en julio en comparación al 2019, para ubicarse en 1.60 millones de barriles diarios, alcanzando su peor nivel en más de 41 años.

La última vez que la producción nacional de crudo llegó por debajo de los 1.60 millones de barriles fue en noviembre de 1979, cuando el ritmo de extracción de Pemex se ubicó en 1.615 millones de barriles diarios.

En comparación al mes inmediato anterior la extracción de crudo en el país cayó en 0.68%, debido a una disminución de 9 mil barriles diarios en la producción de Pemex Exploración y Producción.

Con este resultado la producción del país, la cual suma privados y Pemex, se mantiene por debajo de los 1.7 millones de barriles diarios y regresa a niveles por debajo a los vistos en enero del 2019.

Durante el séptimo mes del año la producción de hidrocarburos de las rondas alcanzó un promedio de 57 mil barriles diarios, 2 mil barriles menos que el mes anterior.

En el mes de julio, la producción de los contratos alcanzó los 126 mil barriles diarios, 3 mil barriles menos que el mes de junio.

La producción de privados durante el mes de julio estuvo distribuida por 23 mil barriles producto de las rondas, 21 mil barriles de migraciones y 13 mil barriles de asociaciones (farmouts).

Por otra parte, las asignaciones de Pemex produjeron un millón 479 mil barriles diarios y sus migraciones 69 mil barriles, para sumar un total de 1.54 millones de barriles diarios, el equivalente al 96% de la producción nacional.

De acuerdo con el reporte del regulador, el total de la producción nacional de crudo proviene en 50% de los campos Maloob, Zaap, Ayatsil, Xanab y Ku.

Mientras que la producción de gas alcanzó los 3 mil 855 millones de pies cúbicos diarios de gas, frente a los 3 mil 585 millones alcanzados el mes anterior.

El 94% de la producción de gas natural del país proviene de Pemex y el 6% de otros operadores.

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08/312020

Shell invertirá 117.2 mdd en perforación del pozo en aguas profundas Xochicalco-1EXP

Hidrocarburos, Últimas Noticias Shell

La CNH aprobó a Shell la perforación del pozo en aguas ultra profundas en el Golfo de México Xochicalco-1EXP, en el cual invertirá 117.2 millones de dólares.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Shell la perforación del pozo exploratorio en aguas profundas Xochicalco-1EXP, en el que se invertirán millones de dólares.

 

El pozo se encuentra contemplado en el escenario incremental máximo del plan de exploración vigente del contrato CNH-R02-L04-AP-PG07/2018, siendo el cuarto pozo perforado en aguas profundas mexicanas por parte del operador y el segundo en la provincia geológica del Cinturón Plegado Perdido..

 

El objetivo del prospecto es evaluar la formación Wilcox del Eoceno Inferior – Paleoceno en el área contractual.

 

La perforación se realizará dentro del bloque L04-AP-PG07/2018 en aguas ultra profundas ubicada frente a las costas del Golfo de México en estado de Tamaulipas en el Cinturón Plegado Perdido.

 

En el pozo Xochicalco-1EXP, el operador busca alcanzar el objetivo geológico del Eoceno inferior – Paleoceno, donde esperan encontrar recursos prospectivos contingentes por 562 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con un éxito geológico de 22%.

 

Shell espera encontrar aceite ligero de 35 grados API.

 

Para ello, se pretende perforar un pozo vertical con un posible sidetrack a una profundidad total programada de entre 7 mil 358 a 7 mil 358 metros verticales, para el cual se utilizará la plataforma La Muralla IV.

 

Mientras que la perforación del sidetrack se planea en un intervalo de profundidad de 7 mil 524 a 7 mil 601 metros verticales.

 

El costo total de la perforación es de 117.2 millones de dólares, de los cuales 84.5 millones serán utilizados en la perforación del pozo, 28 millones dólares en la perforación del sidetrack y de 4.6 millones para actividades de abandono.

 

La perforación tomará 27 días, iniciando el 03 de septiembre  y concluyendo el 1 de octubre de este año.

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08/312020

Carso Oil & Gas invertirá 3.1 mdd en la perforación de Ochpán-1EXP

Hidrocarburos, Últimas Noticias Carso

La CNH aprobó a Carso Oil & Gas la perforación del pozo exploratorio Ochpán-1EXP.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Operadora Bloque 12 (Carso Oil & Gas) la perforación de pozo exploratorio terrestre Ochpán-1EXP, en el cual se invertirán 3.1 millones de dólares.

El pozo se encuentra en del bloque 12 de la ronda 2.3, ubicado en el estado de Veracruz dentro de la provincia geológica de las Cuencas Salinas del Istmo.

El objetivo del pozo es definir la existencia del sistema petrolero dentro del área contractual CS-04, encontrar una acumulación de hidrocarburos e incorporar recursos contingentes en el play mioceno inferior.

Ochpán-1EXP busca alcanzar el objetivo geológico del Mioceno Inferior donde espera encontrar un recurso prospectivo de aceite superligero de 32 grados API de 26.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con un porcentaje de éxito geológico del 17%.

Para ello el operador propuso la perforación de un pozo con trayectoria vertical con una profundidad de 1,234 metros verticales.

La perforación del pozo iniciará el 18 de noviembre de este año y se espera concluir el 25 de enero de 2020

La inversión de la perforación es de 3.27 millones de dólares, de los cuales 2.17 millones corresponden a la perforación y 1.10 millones a la terminación del pozo.

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08/262020

Iberoamericana de Hidrocarburos invertirá 6.1 mdd en la perforación de Llano Blanco-1001EXP

Hidrocarburos, Últimas Noticias Iberoamericana de Hidrocarburos

La CNH aprobó a Iberoamericana de Hidrocarburos una inversión de 6.1 millones de dólares para la perforación en Llano Blanco-1001EXP.

 

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó durante la 42ª sesión extraordinaria de su órgano de gobierno la perforación de pozo exploratorio terrestre Llano Blanco-1001EXP a la empresa Iberoamericana de Hidrocarburos.

 

La perforación se realizará dentro del bloque R02-L03-BG-01/2017 en estado de Nuevo León en la Cuenca de Burgos.

 

El pozo forma parte del escenario base del programa de evaluación del contrato de licencia CNH-R02-L03-BG-01/2017 aprobado por el regulador en diciembre del 2018.

 

En el pozo terrestre Llano Blanco-1001EXP, el operador busca alcanzar el objetivo geológico del Eoceno Wilcox, donde esperan encontrar recursos prospectivos contingentes por 64 mil millones de pies cúbicos de gas con un éxito geológico de 30%.

 

En el pozo, Iberoamericana de Hidrocarburos espera encontrar gas húmedo.

 

Para ello, se pretende perforar un pozo vertical a una profundidad total programada de entre 3 mil 446 a 3 mil 500 metros verticales, para el cual se utilizará un equipo de perforación IHSA Galileo de 1,500 HP.

 

El costo total de la perforación es de 6.1 millones de dólares, de los cuales 5.3 millones serán utilizados en la perforación del pozo y 0.8 millones dólares en actividades de abandono.

 

La perforación tomará 75 días, iniciando el 15 de octubre y concluyendo el 29 de diciembre del 2020.

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08/262020

Cotemar concluye instalación de la plataforma Yaxché-C

Hidrocarburos, Últimas Noticias Cotemar

Cotemar anunció que concluyó la instalación de la plataforma marina en aguas someras Yaxché-C.

 

Grupo Cotemar anunció que concluyó en tiempo y forma la ingeniería, procura, fabricación e instalación del jacket y la plataforma Yaxché-C para Pemex Exploración y Producción, frente a la costa de Campeche.

 

En 2019, se emitió el fallo de la licitación PEP-IR-O-GCSEYP-085-73394.0085190213 para desarrollar servicios de ingeniería, procura y construcción de dos unidades de infraestructura marina, Yaxché-C y Onel-B, al consorcio conformado por las empresas Hoc Offshore/Arendal, Commsa y Cotemar, formalizando jurídicamente este fallo a través de la firma del contrato correspondiente.

 

El jacket y la plataforma fueron fabricados por Cotemar en la ciudad de Tampico, en 209 días, con la suma de esfuerzos de más de 640 trabajadores nacionales, cumpliendo con los estándares establecidos en costo, tiempo, calidad y seguridad; todos los componentes salieron del patio de fabricación en una embarcación para ser llevados a la Bahía de Campeche para su respectiva instalación.

 

Heerema Marine Contractor, fue la empresa responsable de la instalación de la cubierta y la plataforma superior de Yaxché-C, la cual indicó que el proyecto, el primero de Heerema para Cotemar, se ejecutó de manera segura, sin incidentes y según lo programado. La plataforma pesa 697.75 toneladas y la parte superior 849.19 toneladas.

 

De acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), el campo marino Yaxché-C cuenta con reservas probadas de 18.374 millones de barriles, 42.738 millones de barriles probables y 71.167 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

 

“Contribuimos responsablemente al desarrollo de México y del sector petrolero, trabajando con efectividad, excelencia, entregando proyectos con altos estándares de calidad, seguridad y protección del medio ambiente ”, señaló una fuente interna de Cotemar.

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08/252020

Producción de gas de Pemex cae 0.75%

Gas, Hidrocarburos, Últimas Noticias gas

La producción de gas de Pemex y sus socios cayó 0.75% en junio en comparación al 2019, pese haber concluido el recorte de producción en la OPEP.

 

La producción de gas de Petróleos Mexicanos (Pemex) y de sus socios disminuyó en 0.75% frente a lo registrado en julio de 2019, pese haber concluido el recorte voluntario pactado con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

 

Pemex Exploración y Producción extrajo en junio 4 mil 902 millones de pies cúbicos de gas natural, frente a los 4 mil 971 millones de pies cúbicos obtenidos en junio de 2019.

 

Si hacemos un comparativo contra el mes de mayo de 2020 observamos un crecimiento de 3.11%, debido a una mayor actividad de extracción en los campos de gas no asociado de la empresa.

 

La producción de gas sin socios aumentó en 151 millones pies cúbicos de gas o un 3.24% en comparación al mes inmediato anterior, mientras que comparada de un año a otro sufrió una caída de 0.78%.

 

La región con mayor producción es la marina con una producción de 3 mil 072 millones de pies cúbicos de gas, seguido de la región norte con 937 millones de pies cúbicos.

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gas lp
08/212020

CRE evaluará cumplimiento de normas de hidrocarburos

Hidrocarburos, Regulación, Últimas Noticias CRE

La CRE evaluará el cumplimiento de las NOM-016 y NOM-001 para garantizar la calidad de los hidrocarburos comercializados.

 

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) dio a conocer que a partir del 18 de agosto y hasta el 15 de octubre de este año, se realizará evaluaciones presenciales al personal de 29 empresas Unidades de Verificación y aspirantes a Unidades de Verificación.

 

Las inspecciones tienen como el propósito de que obtengan la acreditación y en su caso, aprobación, para llevar a cabo la evaluación de la conformidad de las Normas Oficiales Mexicanas NOM-016-CRE-2016 “Especificación de Calidad de los Petrolíferos y la NOM-001-SECRE-2010 “Especificaciones del Gas Natural”, a los permisionarios que realizan actividades reguladas por la CRE en materia de hidrocarburos.

 

El regulador informó  que las 29 empresas se encuentran acreditadas o en proceso de acreditación ante la Entidad Mexicana de Acreditación, A.C.

 

“De esta forma, y conforme al artículo 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en materia Energética (LORCME) y los artículos 68 y 70 de la Ley Federal de Metrología y Normalización, la CRE fomenta el desarrollo eficiente de la industria, promueve la competencia en el sector y protege los intereses de los usuarios, a fin de propiciar una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios” informó la CRE en un comunicado.

 

Lo anterior, fortalece las acciones de la CRE, y permite que el personal de las Unidades de Verificación, corrobore el cumplimiento a las NOM en materia de petrolíferos y petroquímicos por parte de los permisionarios, garantizando la calidad de los productos a los usuarios finales.

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oil rig
08/202020

Iberoamericana de Hidrocarburos invertirá 6.6 mdd en Tamaulipas en la perforación de Sabinito Sur-101EXP

Hidrocarburos, Últimas Noticias Iberoamericana de Hidrocarburos

Iberoamericana de Hidrocarburos perforará el pozo exploratorio terrestre Sabinito Sur-101EXP en el cual invertirá 6.6 millones de dólares.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Iberoamericana de Hidrocarburos CQ Exploración & Producción de México para perforar el pozo exploratorio terrestre Sabinito Sur-101EXP.

 

La perforación se realizará dentro del bloque R02-L03-BG-01/2017 en estado de Tamaulipas en la Cuenca de Burgos.

 

El pozo forma parte del escenario base del programa de evaluación del contrato CNH- R02-L03-BG-01/2017 aprobado por el regulador en diciembre del 2018.

 

En el pozo Sabinito Sur-101EXP, el operador busca alcanzar el objetivo geológico del Eoceno, donde esperan encontrar recursos prospectivos contingentes por 1.9 mil millones de pies cúbicos de gas con un éxito geológico de 16%.

 

En el pozo, Iberoamericana de Hidrocarburos espera encontrar gas húmedo.

 

Para ello, se pretende perforar un pozo vertical a una profundidad total programada de entre 3 mil 446 a 3 mil 500 metros verticales, para el cual se utilizará un equipo de perforación IHSA Galileo de 1,500 HP.

 

El costo total de la perforación es de 4.6 millones de dólares, de los cuales 4.3 millones serán utilizados en la perforación del pozo y 0.3 millones dólares en actividades de abandono.

 

La perforación tomará 74 días, iniciando el 01 de diciembre  y concluyendo el 14 de febrero del 2021.

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Pemex
08/192020

Aprueban a Pemex inversiones en aguas profundas por 26.2 mdd

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

La CNH aprobó a Pemex los planes de exploración de cuatro asignaciones en aguas profundas del Golfo de México, con una inversión de entre 26.2 y 138 millones de dólares.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción los planes de exploración para las asignaciones AE-0172, AE-0173, y AE-0174 Holok en las cuales se podrán llegar a invertir hasta 138 millones de dólares.

Durante la votación el comisionado Sergio Pimentel votó en contra debido a que en su opinión, la empresa productiva del estado no tiene interés en realizar actividades en aguas profundas de acuerdo con su plan de negocios vigentes.

Mientras que el plan de exploración de la asignación AE-0170 tuvo que ser retirada de la votación debido a que el escenario base presentado por el operador no cubría el programa mínimo de trabajo. Por ello, se solicitará a Pemex realizar las modificaciones y se votará en una próxima sesión.

El objetivo de los planes es continuar con la evaluación del potencial de hidrocarburos en la porción sur del Golfo de México profundo, mediante la realización de estudios exploratorios que permitan dar certidumbre a las oportunidades de identificadas, así como la visualización y generación de nuevas localizaciones para fortalecer la cartera de oportunidades de aguas profundas.

El Compromiso Mínimo de Trabajo (CMT) consiste en la conclusión de tres estudios exploratorios durante el periodo inicial de exploración, así como un reporte de la evaluación del potencial petrolero del área.

AE-0172

La asignación AE-0172, tiene una superficie de mil 257 kilómetros cuadrados, con tirante de agua de 200 a 2 mil  metros  y se localiza frente al estado de Veracruz , dentro de la provincia petrolera de aguas profundas del Golfo de México.

El operador presentó un escenario base para la asignación AE-0172 en el cual se realizarían 3 estudios exploratorios en los plays Holok-Han, en el escenario incremental se contempla la adquisición de sísmica 3D, procesado de sísmica y estudios asociados para la selección del prospecto Ayikal.

Considerando ambos escenarios operativos y se proyecta una inversión entre 8.7 y 15.4 millones de dólares.

AE-0173

La asignación AE-0173, tiene una superficie de mil 979 kilómetros cuadrados, con tirante de agua de 800 a 2 mil  250 metros  y se localiza frente al estado de Veracruz , dentro de la provincia petrolera de aguas profundas del Golfo de México, en la porción suroccidental del área Holok.

El operador presentó un escenario base para la asignación AE-0173 en el cual se realizarían 3 estudios exploratorios en los plays Holok-Han, en el escenario incremental se contempla la adquisición de sísmica 3D, procesado de sísmica, estudios asociados y la perforación del prospecto Holbe-1EXP.

El pozo Holbe-1EXP apunta al play del Eoceno Medio Inferior a 8 mil 100 metros verticales donde se espera un recurso prospectivo a la media de 224 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico del 18%.

Considerando ambos escenarios operativos y se proyecta una inversión entre 8.8 y 96.2 millones de dólares.

AE-0174 Holok

La asignación AE-0174 Holok, tiene una superficie de mil 380 kilómetros cuadrados, con tirante de agua de 2 mil a 3 mil metros  y se localiza frente al estado de Veracruz , dentro de la provincia petrolera de aguas profundas del Golfo de México, en la porción norte del área.

El operador presentó un escenario base para la asignación AE-0174 Holok en el cual se realizarían 3 estudios exploratorios en los plays Holok-Han, en el escenario incremental se contempla la adquisición de sísmica 3D, procesado de sísmica y estudios asociados.

Considerando ambos escenarios operativos y se proyecta una inversión entre 8.7 y 26.4 millones de dólares.

Con estos planes, la CNH ha aprobado 50 de los 64 planes de exploración a las asignaciones otorgadas a Pemex Exploración y Exploración desde agosto del 2019, cuando se reasignaron las áreas de la ronda cero.

El total de los recursos prospectivos calculados para los pozos a perforar es de 10 mil 511 millones de barriles de petróleo crudo equivalente sin riesgo y de 2 mil 767 millones de barriles de petróleo crudo equivalente como posible reserva a incorporar.

La inversión en escenarios base en 2020 llegaría 2 mil 997 millones de dólares y en el incremental de 7 mil 145 millones de dólares.

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08/142020

Pantera E&P invertirá 6.6 mdd en perforación de Dieciocho de Marzo-36DEL

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pantera E&P

La CNH aprobó a Pantera E&P la perforación del pozo delimitador Dieciocho de Marzo-36DEL.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pantera Exploración y Producción la perforación del pozo exploratorio delimitador terrestre Dieciocho de Marzo-36DEL.

 

La perforación se realizará dentro del bloque R02-L02-A7-BG/2017 en estado de Tamaulipas en la Cuenca de Burgos

 

El pozo forma parte del escenario base del programa de evaluación del contrato CNH- R02-L02-A7-BG/2017 aprobado por el regulador en febrero del 2019.

 

En el pozo Dieciocho de Marzo-36DEL, el operador busca alcanzar el objetivo geológico del Oligoceno, donde esperan encontrar recursos prospectivos contingentes por 5.1 mil millones de pies cúbicos de gas con un éxito geológico de 65%.

 

En el pozo, Pantera E&P espera encontrar gas seco.

 

Para ello, se pretende perforar un pozo vertical a una profundidad total programada de entre 2 mil 643 metros verticales, para el cual se utilizará un equipo de perforación Parker Drilling de 1,500 HP utilizando la tecnología MPD para optimizar la ventana operativa.

 

El costo total de la perforación es de 6.6 millones de dólares, de los cuales 4.4 millones serán utilizados en la perforación del pozo y 2.2 millones dólares en actividades de abandono.

 

La perforación tomará 66 días, iniciando el 17 de agosto  y concluyendo el 22 de octubre de este año.

 

La comisionada Porres Luna observó que el objetivo geológico del pozo no corresponde al autorizada en el programa de evaluación, ya que el planteamiento original iba dirigido al Oligoceno y Mioceno.

 

La comisionada Porres Luna observó que el objetivo geológico del pozo no corresponde al autorizada en el programa de evaluación, ya que el planteamiento original iba dirigido al Oligoceno y Mioceno, por lo cual votó en contra.

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