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Hidrocarburos

Mitos y realidades del fracking_003
01/092020

El fracking permitirá a México una mayor independencia de Estados Unidos

EIEM 2019, Hidrocarburos, Últimas Noticias EIEM 2019, fracking

Por: RAÚL MARTIARENA

 

El país se encuentra en una posición sana y estratégica para el uso del fracking en la extracción de gas natural como detonador de desarrollo económico; y, de hecho, su implementación le permitiría a México lograr su independencia en el sector energético de Estados Unidos.

 

En el marco del Encuentro Internacional de Energía México (EIEM) 2019, los participantes en el panel Mitos y realidades del fracking, resaltaron la necesidad de que en México se emplee este método para la extracción de gas natural y coincidieron en señalar que, desde hace más de 50 años, Petróleos Mexicanos (Pemex) utiliza esta tecnología para explorar el 40% de sus yacimientos petroleros.

 

Los participantes en el panel destacaron las ventajas inherentes a la extracción de gas al emplear el uso del fracking, entre ellas, la generación de por lo menos 120 mil empleos anuales.

 

Todas las actividades petroleras tienen un nivel de riesgo

 

Héctor Moreira, comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) subrayó que todas las actividades petroleras, las convencionales y las no convencionales, tienen un nivel de riesgo y por eso están tan reguladas. Es la razón de que tengan tantas restricciones y que reporten sus actividades.

 

Toda actividad humana, abundó, ocasiona efectos al medio ambiente, por lo cual renunciar al fracking significa abandonar a 57% de los recursos prospectivos. “Creo que lo que debemos tener una regulación estricta para todos los procesos y para el fracking en aguas profundas”.

 

Una cuarta parte de los pozos petroleros en México, agregó, ha usado el fracking para la extracción de crudo, por lo cual la petroquímica mexicana no está creciendo como debe ser, sobre todo, porque no tenemos suficiente gas nacional por la falta de este hidrocarburo.

 

“Estados Unidos antes de vender el gas ya le quitaron todo. Llega sin propano, sin etano, sin butano; nos venden el metano para quemar, pero no nos venden los componentes que requiere la petroquímica. México necesita tener su propia producción de gas”, sentenció.

 

Héctor Moreira – CNH

 

Es poca agua la que se utiliza en el fracking

 

César Ortega González, vicepresidente de Operaciones de Lewis Energy, detalló que en Estados Unidos se han perforado un millón de pozos con esta tecnología, esto representa el uso de 1.2% del agua que se consume en ese país.

 

No obstante, añadió que en México esto es diferente, si se emplean 20 equipos para la fracturación hidráulica, se ocupa sólo 0.2% de agua. “Nosotros hemos hablado con la Comisión Nacional del Agua (Conagua) y ellos mismos reconocen que es poco lo que utiliza”.

 

El fracking, aseguró, se justifica porque para el país significa más extracción de crudo y gas que podrá brindar a México seguridad energética.

 

La producción es algo que ha ido declinando constantemente en los últimos años: “Sí tiene huella ambiental, se usa agua, se perfora, pero con todo esto, Estados Unidos logró producir cinco millones de barriles diarios adicionales de petróleo”.

 

Ortega González resaltó que, en Texas, en el área de Eagle Ford, de 2008 a la fecha se han generado un promedio de 120 mil empleos y se ha dejado una derrama económica de 200 mil millones de dólares.

 

Cesar Ortega – Lewis Energy

 

Hay una discusión errónea

 

Víctor Manuel Maldonado, presidente del Comité de Recursos Humanos e Infraestructura del Clúster Energía Coahuila, consideró que se ha sembrado una discusión errónea, “veamos los costos y beneficios para tomar una decisión”; no obstante, en la entidad es 18% más caro producir este recurso energético que en Estados Unidos.

 

Sin embargo, agregó, este sobrecosto se puede solucionar con la voluntad del gobierno, porque 10 puntos porcentuales de sobrecosto corresponden a la inseguridad que se vive en la región, toda vez que las empresas no podrían operar las 24 horas del día.

 

Pero aclaró que los yacimientos con los que se cuentan se mantendrán detenidos, con la desventaja también para Pemex, que es dueño de algunos bloques petroleros. “No pueden, por lo tanto, formar parte de sus activos, que si se consideran tendrían un impacto positivo sobre las finanzas de la petrolera del país.”

 

Víctor Maldonado – Cluster de Energía Coahuila

 

Es necesario sensibilizar a la opinión pública sobre los beneficios del fracking

 

Gonzalo Monroy, director general de GMEC, reconoció que existe un riesgo inherente en el uso del fracking en la industria energética, por lo cual hay que mitigarlo. “Es necesario implementar una estrategia para hacerlo de la manera más adecuada y segura. Pemex deberá encabezar el impulso dentro de la actual administración para sensibilizar a la opinión pública sobre los beneficios que tendría el uso del fracking en esta industria”.

 

Gonzalo Monroy – GMEC
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01/082020

Los ingresos al Estado por los contratos petroleros alcanzaron 1,113.6 mmd en 5 años: CNH

Hidrocarburos, Últimas Noticias CNH, contratos petroleros

Los ingresos del Estado por contraprestaciones de los contratos petroleros alcanzaron un total de mil 113.6 millones de dólares en los últimos 5 años, informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

 

En el periodo enero-agosto de 2019, los ingresos al Estado representaron 424.5 millones de dólares.

 

Al cierre de este año, se espera que el monto supere al alcanzado en 2018, el cual se situó en $505.3 millones de dólares, de acuerdo con un reporte publicado por el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH).

 

De manera adicional a estos ingresos, el Estado recaudó 859.5 millones de dólares durante 2017 y 2018 por concepto de bonos a la firma por desempate en las licitaciones.

 

Los contratos petroleros generan pagos al Estado a través de: Contraprestaciones correspondientes a los Contratos de Producción Compartida: Regalía Base, Cuota Contractual para la Fase Exploratoria y la Participación del Estado en la Utilidad Operativa y de Contraprestaciones correspondientes a los Contratos de Licencia: Regalía Base, Cuota Contractual para la Fase Exploratoria, Regalía Adicional y, en su caso, Bonos a la Firma por desempate.

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01/082020

Zama contiene entre 670 y mil 010 mmbpe: Talos Energy

Hidrocarburos, Últimas Noticias Talos Energy, Zama

Talos Energy anunció hoy la conclusión de la evaluación de recursos contingentes realizada por terceros del descubrimiento mundialmente reconocido de Zama, comisionado a Netherland, Sewell & Associates, Inc.

 

Talos es el operador de Zama ubicado en aguas territoriales de México y tiene una participación operativa del 35% en el Bloque 7 en consorcio con sus socios Sierra Oil & Gas, una compañía de Wintershall DEA y Premier Oil.

 

La «estimación más precisa» de NSAI de los recursos recuperables brutos es de aproximadamente 670 millones de barriles de petróleo crudo equivalente que está cerca del rango superior previamente identificado por Talos.

 

NSAI estima que el 60% de los recursos totales de Zama se encuentran en el Bloque 7. Como se señaló anteriormente, las reservas de Zama se extienden hacia el bloque adyacente al este, una asignación de Petróleos Mexicanos (Pemex) que, por lo tanto, está sujeto a unificación entre el consorcio y Pemex.

 

La «estimación alta» de NSAI de los recursos recuperables brutos es de aproximadamente mil 010 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, excediendo el rango superior estimado anteriormente.

 

El petróleo de alta calidad representa aproximadamente el 94% de las estimaciones totales de recursos en los casos con una gravedad API promedio de aproximadamente 28 grados.

 

Talos contrató a Netherland Sewell, una firma líder mundial de auditoría y consultoría en la evaluación de reservas de petróleo y gas, para completar un estudio independiente luego de la exitosa evaluación en 2019 del activo de Zama. NSAI analizó un gran número de datos geológicos obtenidos de cuatro perforaciones exitosas de yacimientos, incluida una prueba de inmersión descendente para confirmar un contacto agua-aceite. Además, los datos incluyen más de  mil 400 pies de muestras de núcleos enteros, una prueba extendida de flujo, 185 muestras de presión, 60 muestras físicas de aceite y 28 registros de pozos. La evaluación de recursos preparada por NSAI será la base técnica para las reservas probadas y probables que se registrarán en la Decisión de Inversión Final («FID» en inglés).

 

El presidente y director ejecutivo de Talos, Timothy S. Duncan, comentó: «Era importante que Netherland Sewell concluyera el informe independiente de recursos contingentes para finales de 2019 y nos complace ver que los resultados de su evaluación exceden el rango de recursos previamente identificado. Con la conclusión de este proceso, seguiremos avanzando con el trabajo de ingeniería y diseño del proyecto mientras que finalizamos el proceso de unificación. A medida que completemos estas actividades en los próximos meses, esperamos que 2020 sea otro año de avances para Zama».

 

El descubrimiento de Zama se encuentra compartido entre el área del Consorcio, el Bloque 7, y de la asignación de Pemex, por lo que está sujeto al proceso de unificación.

 

El 9 de diciembre de 2019, el Consorcio presentó un aviso formal a la Secretaría de Energía de México (SENER) brindando evidencia técnica del yacimiento compartido de Zama. La presentación de esta información marcó un paso significativo para que el proyecto de Zama se mueva hacia la FID lo antes posible y, eventualmente, a su primera producción de petróleo, que se espera que ocurra dentro de los tres años posteriores a la FID.

 

El desarrollo de Zama incluirá dos instalaciones de producción fijas, capaces de manejar un total combinado de 150 mil barriles de petróleo por día, más gas asociado. Zama se encuentra a una profundidad de aproximadamente 168 metros de tirante de agua, lo que convertiría a las plataformas de Zama, una vez ubicadas en su lugar, en las plataformas de producción más profundas jamás instaladas en la historia de la costa de México. Sin embargo, 5 de las 31 instalaciones tripuladas actualmente operadas por Talos en el lado estadounidense del Golfo de México, se encuentran en profundidades de agua de más de 168 metros.

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12/202019

Aprueban a Hokchi Energy adelantar producción en campo Hokchi

Hidrocarburos, Últimas Noticias CNH, Hokchi Energy

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Hokchi Energy la modificación del plan de desarrollo y su presupuesto 2020 para el campo Hokchi de la ronda uno.

 

El área contractual Hokchi se encuentra en aguas territoriales del Golfo de México a 27 kilómetros al noroeste del puerto de Dos Bocas, Tabasco y tiene un superficie de 39.5 kilómetros cuadrados.

 

Hasta el momento el campo tiene perforados 5 pozos en la etapa de evaluación y se esperar perforar 9 pozo de desarrollo.

 

La modificación solicitada por el operador se debe a que debido al desfase en la construcción de la planta de proceso se planteaba el incio de la producción noviembre del 2020, sin embargo, se solicita adelantar la producción a mayo del 2020.

 

Con esta modificación se espera recuperar un volumen de 148.7 millones de barriles de aceite y 46 mil millones de pies cúbicos de gas, con un costo total de 2 mil 200 millones de dólares.

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Nahle dos bocas
12/122019

Pemex cierra el año con buenas cuentas: Nahle

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex, Rocio Nahle

Petróleos Mexicanos (Pemex) cerró el 2019 con buenas cuentas en producción de hidrocarburos, además de no crecer el endeudamiento de la empresa, aseguró Rocío Nahle, secretaría de Energía.

 

“Pemex está dando cuentas, cuentas muy buenas en producción, no hubo endeudamiento este año” dijo la funcionaria.

 

Durante una entrevista con Grupo Milenio, la funcionaria federal dijo que además se logró una reingeniería de la deuda de Pemex, lo que le permitió cerrar el año con buenos números.

 

Nahle aseguró que la empresa productiva del estado se recibió con una producción de 1.62 millones de barriles diarios y este año se logró estabilizar e inclusive aumentar ligeramente.

 

“Si no hubiéramos actuado, la producción llegaría a ser de 1.5 millones de barriles diarios”

 

Por ello, la nueva administración puso en marcha una estrategia para frenar la caída en la producción de hidrocarburos a través del inició de la producción en 20 campos estratégicos.

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12/122019

Pemex cierra el año con buenas cuentas: Nahle

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex, Rocio Nahle
Petróleos Mexicanos (Pemex) cerró el 2019 con buenas cuentas en producción de hidrocarburos, además de no crecer el endeudamiento de la empresa, aseguró Rocío Nahle, secretaría de Energía.“Pemex está dando cuentas, cuentas muy buenas en producción, no hubo endeudamiento este año” dijo la funcionaria.Durante una entrevista con Grupo Milenio, la funcionaria federal dijo que además se logró una reingeniería de la deuda de Pemex, lo que le permitió cerrar el año con buenos números.Nahle aseguró que la empresa productiva del estado se recibió con una producción de 1.62 millones de barriles diarios y este año se logró estabilizar e inclusive aumentar ligeramente.“Si no hubiéramos actuado, la producción llegaría a ser de 1.5 millones de barriles diarios”Por ello, la nueva administración puso en marcha una estrategia para frenar la caída en la producción de hidrocarburos a través del inició de la producción en 20 campos estratégicos.
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marino
12/112019

Pemex evaluará Zama el próximo año

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex, Zama

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex) dijo a Forbes que la perforación del pozo Asab-1EXP se realizará el próximo año para evaluar la extensión del yacimiento Zama.

 

Octavio Romero, dijo que la perforación de Asab-1EXP está considerada para inicios del 2020, pese a que su perforación fue considerada en un escenario incremental ante la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

 

Dentro del plan de exploración para la asignación Uchukil, Pemex presentó en uno de sus escenarios incrementales la perforación del pozo exploratorio Asab-1, con el cual desde el año pasado se pretendía perforar para comprobar la extensión de Zama hasta la asignación.

 

El 7 de febrero de este año, la CNH aprobó a Pemex Exploración y Producción la perforación del pozo exploratorio Asab-1, la cual venció el 30 de noviembre, debido a que la empresa no pudo realizar la perforación debido a la falta de recursos para la contratación de una plataforma de perforación.

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Quesqui
12/102019

Pemex informa “hallazgo de yacimiento” en Quesqui

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex, Quesqui

Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que la información aportada por el campo Quesqui y los datos sísmicos de la zona, confirman hoy la existencia de un yacimiento gigante de 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reserva 3P (probadas,probables y posibles).

 

El director de la empresa productiva del estado, Octavio Romero, señaló que desde el año 1987, con el descubrimiento del campo Sen en Nacajuca, Tabasco, con 536 millones de barriles de petróleo crudo equivalente; no se había tenido un descubrimiento tan importante como el de campo Quesqui.

 

El titular de Pemex informó al Presidente de México que en este primer año de gobierno, se están desarrollando en Tabasco, otros tres nuevos campos: Cibix, en Jalpa de Méndez; Valeriana, en el municipio del Centro y Chocol, en municipio de Comalcalco.

 

Romero Oropeza indicó que en la nueva estrategia del Plan de Negocios de Pemex el enfoque de la exploración se centrará en el desarrollo de yacimientos comerciales de aguas someras y cuencas terrestres; con esto para el próximo año se perforarán 21 pozos exploratorios en Tabasco, y para el 2021, 24 pozos más, esperando una importante incorporación de reservas.

 

Dijo además, que con la nueva estrategia acelerada de desarrollo de campos se espera un incremento sustancial en la actividad petrolera: perforación de pozos y construcción de infraestructura para el manejo de la producción.

 

Precisó que el pozo exploratorio Quesqui 1, se terminó de perforar el día 17 de junio de este año, con una producción medida de 4,500 barriles por día, con un potencial de 7,500 barriles diarios y la expectativa inicial de este campo era una reserva de 40 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. “Con el análisis de la información aportada por este pozo y los datos sísmicos de la zona, podemos confirmarle el día de hoy la existencia de un yacimiento gigante de 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reserva 3P”, dijo.

 

Adelantó que se desarrollará este campo de 34 km2 para alcanzar una producción, con 11 pozos, de 69 mil barriles por día de aceite y 300 millones de pies cúbicos de gas en el próximo año, y para el año 2021 alcanzar una producción de 110 mil barriles diarios y 410 millones de pies cúbicos, de aceite y gas respectivamente. “Así lograremos un incremento importante, y sobre todo, muy rápido de la producción de hidrocarburos en la Región Sur”, dijo.

 

​Finalmente, el Director General de Pemex recordó que en los mejores tiempos de la Región Sur terrestre se llegó a producir cerca de un millón de barriles por día. “Con los nuevos descubrimientos esperados y el desarrollo acelerado de los nuevos campos, se estima incrementar la producción de aceite de la zona, de 215 a 500 mil barriles por día, a finales de esta administración”, puntualizó.

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Pemex
12/102019

Pemex esperar cerrar el año con 1.77 mbd

Hidrocarburos, Últimas Noticias meta de producción, Octavio Romero, Pemex

Petróleos Mexicanos (Pemex) espera cerrar el 2019 con una producción de 1.770 millones de barriles diarios, informó su director Octavio Romero.

 

El funcionario dijo en conferencia de prensa, que la empresa productiva del estado está trabajando para detener la caída en la producción de crudo que inició en 2004 y no se ha podido detener.

 

«Hoy se ha venido deteniendo la caída y hemos logrado un ligero repunte en la producción, de manera que al día 1 de diciembre traíamos una producción de un millón de 712 mil barriles, ayer un millón 719 mil barriles  y al  31 de diciembre lo que estaríamos esperando es tener un millón 770 mil barriles», detalló.

 

El incremento se debería a que en diciembre se pondrán en operación nuevos campos petroleros, lo que permitiría a Pemex cerrar el primer mes del 2020 con una producción por arriba de 1.8 millones de barriles diarios.

 

A inicios de noviembre, el mismo Romero Oropeza, señaló que el 2019 se cerraría con 1.75 millones de barriles diarios.

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oil rig
11/192019

CNH aprueba plan de exploración a Diavaz para campo de no convencionales

Hidrocarburos, Últimas Noticias CNH, Diavaz, no convencionales

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dictaminó hoy el plan de exploración del contrato CNH-M5-Miquetla/2018, derivado del seguimiento al cumplimiento de las cláusulas de dicho contrato, suscrito en 2018.

 

El contrato CNH-M5-Miquetla/2018 deriva de la migración de la asignación AE-0388-2M-Miquetla, y es operado por Diavaz, a través de su filial Operadora de Campos DWF, S.A. de C.V., con un interés de participación de 51%.

 

En la formación Pimienta del jurásico superior titoniano (no convencional), el plan prevé incorporar recursos por 108.5 millones de barriles de aceite y al menos 0.5 millones de pies cúbicos diarios de gas húmedo, mediante el reprocesamiento de sísmica 3D, estudios exploratorios y la perforación de un pozo exploratorio, relacionados con el cumplimiento al programa mínimo de trabajo (PMT) de 17,456 Unidades de Trabajo y que permitan plantear un programa piloto para evaluar la comercialidad de estos recursos.

 

En caso de que el Diavaz realice un descubrimiento como resultado de la perforación del prospecto contemplado en el plan de exploración, es necesario que lo notifique al regulador y posteriormente someta para aprobación de la CNH el programa piloto correspondiente, de acuerdo a los lineamientos de planes de exploración,

 

Al mes de octubre de 2018 el área contaba con 67 pozos productores de mil 710.9 barriles de aceite por día, 3.99 millones de pies cúbicos diarios de gas y mil barriles de agua por día, de los cuales 17 producen de la formación Tamabra y 50 de la formación Chicontepec, de los campos Palo Blanco, Agua Nueva, Coyol y Miquetla en yacimientos convencionales.

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