Hidrocarburos

Pemex espera extraer 51 mil barriles de aceite y 9 millones de pies cúbicos con el programa de transición.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio la autorización al programa de transición relacionado con el pozo Asiki-1EXP presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP).

El pozo Asiki-1EXP asociado a la asignación de exploración y extracción de hidrocarburos AE-0130-M-Llave, ubicada en Playa Vicente, Veracruz, tiene una extensión de 9.19 kilómetros cuadrados. Su yacimiento se encuentra en el Cretácico medio, productor de aceite de 12 grados API de densidad.

El objetivo del programa de transición es dar continuidad operativa a la producción del pozo exploratorio Asiki-1EXP, así como evaluar dinámicamente el yacimiento Cretácico Medio.

El programa propuesto contempla recuperar un volumen de 51.83 mil barriles de aceite y 9.02 millones de pies cúbicos de gas entre septiembre del 2023 y agosto del 2024.

Para ello, las actividades consideradas en el Programa propuesto son: producción temprana del pozo Asiki-1EXP, medición continua, y trabajos de mantenimiento preventivo, principalmente.

El Programa de inversiones, el cual incluye inversión y gasto operativo, se estima en un costo total de 1.08 millones de dólares.

El IFT otorgó a Pemex una concesión de telecomunicaciones para mejorar el control de operaciones.

Petróleos Mexicanos (Pemex) monitoreará y controlará sus pozos, ductos y demás operaciones con la ayuda de una banda de espectro radioeléctrico.

El Instituto Federal de Telecomunicaciones (IFT) autorizó a la empresa productiva del estado una concesión de telecomunicaciones por 15 años, para usar el espectro dentro de la banda de frecuencias de 406.1-410 Megahertz (Mhz).

Espectro que le permitirá operar un sistema para aplicaciones de supervisión, control y adquisición de datos (Supervisory Control And Data Acquisition, SCADA), que analizará en tiempo real la operación, transporte y vigilancia.

Con el proyecto de telecomunicaciones, Pemex pretende garantizar las comunicaciones relacionadas con las operaciones estratégicas, como son: monitoreo y control de pozos; extracción de crudo en plataformas marinas, operación de refinerías y complejos petroquímicos.

Así como, coordinación de bombeo de productos a través de ductos, operaciones financieras y administrativas entre centros de trabajo, entre otros.

En la solicitud, Pemex explicó que la a nueva banda asignada se revisará a detalle todos los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución del petróleo y petrolíferos que están ubicados en los estados de Coahuila, Chiapas, Guanajuato, Hidalgo, Jalisco, México, Nuevo León, Oaxaca, Puebla, Querétaro, Tabasco, Tamaulipas y Veracruz.

El Consejo de Administración de Pemex autorizó la firma del Contrato de Servicios Integrales de Exploración y Extracción para el campo Lakach.

El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos (Pemex) autorizó la firma del Contrato de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE) para el campo Lakach.

Mediante el acuerdo CA-068/2023 en la sesión realizada el 7 de julio de este año, los consejeros de Pemex instruyeron a la Dirección Corporativa de Finanzas a que realice las «acciones que resulten necesarias para la instrumentación del mecanismo de pago para la contraprestación del CSIEE de la asignación A-1088-M-Campo Lakach».

Así mismo, instruyo a Pemex Exploración y Producción para que cubra «todos los costos» relacionados con el estado físico del inventario del «Proyecto Lakach», además de buscar las aprobaciones antes las instancias federales correspondientes.

En 2022, la empresa productiva del estado firmó un contrato con la empresa estadounidense New Fortress Energy para reanudar los trabajos de extracción de gas en el yacimiento de gas no asociado en aguas profundas del Golfo de México denominado Lakach, ubicado a 90 kilómetros del Puerto de Veracruz.

Este proyecto se encontraba suspendido desde hace seis años, con una inversión inicial por parte de Pemex de mil 400 millones de dólares.

La empresa norteamericana se compromete a complementar esta inversión con mil 500 millones de dólares adicionales.

La inversión es parte de un contrato de servicios firmado por Pemex con la empresa norteamericana para reanudar los trabajos de extracción en Lakach, un yacimiento de gas natural en aguas profundas que había sido abandonado.

“Lakach representa una reserva de alrededor de 900 mil millones de pies cúbicos, lo que significa una producción promedio de 300 millones de pies cúbicos diarios en un horizonte de 10 años”, dijo Pemex.

Pemex invertirá 145.5 millones de dólares en el desarrollo del campo Los Soldados en el estado de Veracruz.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la modificación del plan de desarrollo para la extracción de la asignación A-0195-3M-Campo Los Soldados, presentada por Pemex Exploración y Producción (PEP).

Se trata de una asignación de extracción, ubicada a 16 kilómetros al noreste del municipio de Las Choapas, Veracruz, con una superficie de 69.9 kilómetros cuadrados. El campo es productor de aceite negro, de densidad 36 grados API.

El campo fue descubierto en el año de 1953 y se encuentra en su tercera etapa, en la reactivación del campo con la perforación de seis pozos intermedios, y la implementación de sistemas artificiales de producción de tipo bombeo neumático y mecánico.

La máxima producción de aceite fue 5.83 mil barriles de petróleo diarios en el año 1969, cuando operaban 26 pozos.

La modificación al plan se debe cambios en la estrategia de explotación del campo con la implementación de un proceso de inyección de agua en las arenas del Mioceno, de agosto 2023 a la vigencia de la asignación, la cual concluye en agosto 2034.

En este periodo de tiempo, Pemex PEP considera realizar 45 y 169 reparaciones menores, consistentes en limpiezas de aparejo, tomas de información y estimulaciones, la construcción de una planta de inyección de agua y cuatro acueductos que permitirán alcanzar un factor recuperación final de 38 % de aceite y 34 % de gas.

Para ello, el plan de desarrollo modificado estima un costo total de 145.45 millones de dólares.

La producción de petróleo de Pemex fue fuertemente afectada por los accidentes y derrames sucedidos en julio, revelo su director general.

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), informó a través de un video en redes sociales de las consecuencias que tuvieron los accidentes y derrames del mes de julio.

Octavio Romero reveló que la pérdida de petróleo por la explosión de la plataforma Nochoch-A es mayor a la reportada inicialmente.

Tras la explosión, la empresa productiva del estado reportó una pérdida de 450 mil barriles de petróleo, la cual se fue recuperando paulatinamente.

Sin embargo, hasta el 3 de agosto, la petrolera nacional aún no ha podido recuperar 20 mil barriles diarios de petróleo que dejo de extraer tras la explosión.

Anteriormente, se había informado que únicamente faltaba por recuperar 100 mil barriles diarios de petróleo, sin embargo, el funcionario se mantiene optimista de que se recuperarán.

«Los vamos a recuperar en los próximos días, para llegar nuevamente a la normalidad».

De acuerdo con Romero Oropeza, en los dos campos (Ku y Balam) la pérdida en la producción de crudo fue de un millón 136 mil barriles.

En las mismas fechas, se reportó una fuga de petróleo de una de las tuberías que conectan a las plataformas del activo Ek Balam, la cual provocó una pérdida de la producción por las reparaciones necesarias.

La producción de los nuevos campos de Pemex en el segundo trimestre de 2023 promedió alrededor de 208 mil barriles diarios de petróleo adicionales.

Durante el segundo trimestre, la producción petrolera total de Pemex Exploración y Producción (PEP) promedió 1.903 millones de barriles diarios, cifra que resulta superior a la registrada en el trimestre previo de 1.873 millones de barriles diarios.

Después de que el país contribuyó al acuerdo de la OPEP+ con un recorte de 100 mil barriles diarios en los meses de mayo, junio y julio de 2020, es importante mencionar que la producción petrolera continúa mostrando una tendencia creciente desde el tercer trimestre de 2020.

El avance en la producción petrolera entre el primer trimestre de 2023 y el segundo trimestre de 2023 se explica por la mayor producción de los 38 (22 marinos y 16 terrestres) nuevos campos petroleros.

La producción petrolera de los nuevos desarrollos promedió alrededor de 582 mil barriles diarios en el segundo trimestre de 2023 contra los 512 mil barriles diarios en el trimestre previo.

El banco BBVA, considera que para alcanzar las nuevas metas de producción petrolera de los siguientes años, será necesario que Pemex frene aún más el declive en la producción petrolera de campos maduros y continúe incrementando significativamente la producción aportada por los nuevos campos.

«Para asimilar de mejor manera por qué la producción petrolera de Pemex ha mostrado una tendencia creciente en los últimos once trimestres, es importante analizar la contribución que hacen los socios de Pemex y los productos condensados. En relación con el segundo trimestre de 2022, la producción de hidrocarburos líquidos se incrementó en 126.3 mil barriles diarios al segundo trimestre de 2023. Este aumento se explica por una variación de -84 mil, 0.7 mil y 209.7 mil barriles diarios en la producción de Pemex, socios y condensados, respectivamente», expreso el banco en un reporte.

Las ventas de exportación de Pemex mostraron un decremento anual de 39.4% en el segundo trimestre de 2023 debido principalmente al menor precio de la mezcla mexicana de petróleo. Por su parte, las ventas en México de Pemex cayeron a una tasa anual de 45.1% en el mismo lapso.

Las menores ventas por exportación y nacionales representaron conjuntamente un decremento anual de 42.5% en relación con el segundo trimestre de 2022. El decremento en ventas totales y el incremento en el deterioro de activos fijos incidieron desfavorablemente sobre los resultados financieros reportados en el segundo trimestre de 2023. En el mismo lapso del año pasado se registró un rendimiento neto de 125.2 mil millones de pesos vs. 25.4 mil millones de pesos en el segundo trimestre de 2023.

«Si bien se registró un incremento trimestral de alrededor de 70 mil barriles diarios en la producción de los 38 nuevos campos durante abril-junio 2023, el avance trimestral de 30 mil barriles diarios en la producción de hidrocarburos líquidos confirma que continúa el declive natural en la producción de los yacimientos maduros».

«Cabe mencionar que el mayor incremento trimestral observado en la producción de los nuevos campos había sido de 66 mil barriles diarios, el cual ocurrió en el trimestre previo. Alcanzar las nuevas metas de producción petrolera de los siguientes años requerirá de una mucho mayor aportación de los nuevos campos y mayores inversiones en exploración y producción que permitan encontrar y desarrollar yacimientos petroleros para compensar la progresiva menor contribución de los campos maduros».