Prensa

En un reporte a la SEC, Talos Energy asegura que trabaja de la mano de Pemex para definir el plan de desarrollo de Zama.

La petrolera norteamericana Talos Energy informó en un reporte K8 a la Security Exchange Commission (SEC) que se encuentra trabajando de la mano con Petróleos Mexicanos (Pemex) para finalizar el plan de desarrollo del yacimiento Zama.

«Talos está trabajando activamente con Petróleos Mexicanos («Pemex») y sus socios del Bloque 7 Wintershall Dea y Harbour Energy para finalizar el Plan de Desarrollo del Campo (“FDP”) de Zama».

La petrolera informa que espera presentar el plan de desarrollo a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) a más tardar en marzo de 2023, según lo dispuesto en la resolución de unificación decretada por la Secretaría de Energía (SENER) el año pasado.

Talos y sus socios esperan la aprobación de plan para avanzar en la decisión final de inversión más adelante en 2023.

Al mismo tiempo, las partes están discutiendo la formación de un «Equipo de Proyecto Integrado», que incluiría representantes de cada empresa y reportaría al «Comité Operativo de la Unidad», para administrar el desarrollo del campo.

Esto contradice los dichos del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), dijo en conferencia de prensa a finales de julio que el conflicto entre Pemex y Talos por el proceso de unificación del yacimiento Zama, continúa sin resolverse.

“Talos es la única empresa petrolera con la que tenemos diferencias, porque ellos no han querido aceptar que Pemex tiene más petróleo que ellos”, dijo AMLO.

El presidente hizo referencia a Talos, luego de que los Estados Unidos presentará una solicitud para iniciar consultas en el marco del mecanismo de resolución de disputas contemplado en el tratado de libre comercio T-MEC con México con respecto a la política energética emprendida por la cuarta transformación.

Días antes, Miguel Angel Cid, director de Pemex Exploración y Producción señaló que la empresa productiva y Talos Energy, se encuentran en la revisión del plan de desarrollo que se presentará ante la CNH para comenzar la extracción de hidrocarburos en el campo.

“El plan que lanzamos es alcanzar la primera producción en 2024, hacia lo que es el final del primer semestre”, dijo durante una presentación en Tabasco.

La cantidad de pozos en operación en los campos de Pemex se redujo en el segundo trimestre.

Durante el segundo trimestre del 2022 el número total de pozos en operación de Petróleos Mexicanos (Pemex) se redujo a 6 mil 625 frente a los 6 mil 663 pozo registrados en los primeros tres meses del año.

En comparación al mismo trimestre en 2021, el número de pozo en operación de la empresa productiva del estado paso de 6 mil 620 a 6 mil 625, un aumento de apenas 5 pozos.

Durante el segundo trimestre de 2022 se terminaron 51 pozos de desarrollo, 22 pozos más que en el mismo periodo de 2021, la diferencia se ubica principalmente en las Regiones Noreste, Suroeste y Norte, debido al incremento de actividad en los Activos, Ku-Maloob- Zaap, Cantarell, Litoral, Reynosa, Poza Rica y Veracruz.

En comparación con el trimestre anterior se observa un aumento en el número de pozos terminados, al pasar de 35 a 45.

De abril a junio, la petrolera nacional reportó que se terminaron 4 pozos exploratorios, 2 menos en comparación con el segundo trimestre de 2021.

Respecto a los pozos exploratorios se terminaron 4 pozos, dos menos respecto al mismo periodo de 2022.

De abril a junio del año operaron 53 equipos de perforación en los campos de Pemex Exploración y Producción, de los cuales 38 se encuentran en pozos de desarrollo y 15 de exploración.

Los equipos de perforación en actividades de exploración pasaron de 19 en el segundo trimestre del 2021 a 15 en 2022, sin embargo, los de desarrollo crecieron de 30 en 2021 a 38 este año.

La distribución de localización de los pozos de desarrollo se distribuyó 53% y 47% entre marinos y terrestres, mientras que los de exploración, el 52% fueron terrestres y 48% marinos.

La producción de los campos maduros sigue en declive y su caída fue compensada por la producción de los campos prioritarios.

La producción total de hidrocarburos de Petróleos Mexicanos (Pemex) durante el segundo trimestre de 2022 promedió 2.527 millones de barriles de petróleo crudo equivalente diarios (MMbpced). Esto es un crecimiento de 59 mil barriles con respecto al segundo trimestre de 2021.

Sin embargo, la producción de crudo pesado disminuyó en 117 mil barriles diarios, equivalente al 11.3% de la producción reportada en el segundo trimestre de 2021.

La caída en la producción de crudo pesado de la empresa productiva del estado se debe a la declinación natural de los yacimientos maduros Ku-Maloob-Zaap y las fallas en pozos que operan con equipos de bombeo electrocentrífugo en pozos de la Región Marina Noreste.

La declinación de los campos maduros de Pemex, en el segundo trimestre de 2022, se vio compensada por el aumento en la producción de líquidos, la cual fue de 1.756 millones de barriles, superior en 20 mil barriles respecto al mismo periodo de 2021, donde en ese momento se extrajeron 1.736 millones de barriles por día, esto representa un crecimiento del 1.1%, debido principalmente a la incorporación de pozos de la estrategia de campos nuevos en los campos Quesqui, Itta, Pokche, Teekit, Teca, Uchbal, Koban, Esah, y en los campos en explotación Madrefil, Sini, Ku y Ek.

Pemex explicó, que durante este trimestre se logró un incremento en la producción de líquidos de los campos nuevos, del orden de 65 mil barriles diarios, provenientes de la terminación de los pozos: Cibix-24, Esah-21, Itta-47, Koban-25A, Pokche-22, Pokche-3, Pokche-41, Quesqui-10, Quesqui-29, Quesqui-33, Teca-11, Teca-22, Teca-24, Teekit-45, Teekit-5, Teekit-6, Uchbla-2. También contribuyó la terminación del pozo Chucox-1.

Con respecto a la calidad del crudo, la producción de crudos ligeros y condensados se incrementó en 160 mil barriles diarios, debido a la aportación de los campos nuevos Quesqui, Pokche, Tlamatini, Koban, Teekit, Tupilco Profundo, Ixachi y los campos en explotación Madrefil, Sini y Ek.

Pemex PEP publicó una licitación para el equipamiento y mantenimiento de equipos de perforación marinos.

La Dirección Corporativa de Administración y Servicios de Petróleos Mexicanos (Pemex) en coordinación con la Coordinación de Abastecimiento para Exploración y Producción y la Gerencia de Contrataciones para Mantenimiento, Confiabilidad y Logística Marina de Pemex Exploración y Producción (PEP).

La licitación pública internacional PMX-SA-PC-PEPR-CT-B-GCMCLM-823-2022-PCON- 94256-1-Suministro de filtros tiene como objetivo la contratación del suministro de filtros para las unidades de los equipos de perforación y reparación de pozos, la adquisición de mangueras y conexiones y el servicio de suministro de agua potable en los centros de proceso de la Región Marina.

La empresa productiva del estado informó que el concurso se llevará a cabo bajo el “Sistema de Contrataciones Electrónicas de Pemex” (SISCeP).

Únicamente podrán participar personas físicas o morales de nacionalidad mexicana o de países con los que los Estados Unidos Mexicanos tengan celebrado un Tratado de Libre Comercio con Disposiciones en materia de Compras del Sector Público y los bienes a adquirir, sean de origen nacional u originarios de los países socios en tratados.

Durante el sexenio, Pemex ha descubierto 39 campos petroleros, informó el director general de la empresa.

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero Oropeza, destacó durante una ponencia en Villahermosa, Tabasco que la principal fortaleza de una empresa petrolera son sus reservas de hidrocarburos, y de acuerdo con el nivel de reservas probadas, es el nivel de producción.

Romero Oropeza, destacó que el país tenía una tendencia declinante en las reservas a lo largo de los años, de manera que, en el 2000, alcanzó los 25 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce), y al inicio de esta administración eran únicamente 7 mil millones.

El director general de la empresa productiva del estado, aseguró que en lo que va del sexenio se ha logrado reponer al 100% las reservas que se han extraído, además de que se han incrementado en 400 millones de bpce, por lo que debido a sus más de 60 mil millones de bpce que tiene como recurso prospectivo en sus cuencas convencionales y no convencionales, aunque esta administración no las quiera desarrollar.

Romero recordó que la actual administración hizo un cambio de estrategia exploratoria, enfocada a las cuencas convencionales de aguas someras y tierra.

De acuerdo con el director de Pemex, esto ha sido la base para la incorporación a la producción a través de un concepto de «desarrollo acelerado de campos».

El resultado de este desarrollo acelerado ha hecho posible incorporar a la producción nacional 399 mil barriles de producción diaria de aceite e incorporar mil 173 millones de pies cúbicos diarios de gas, con el desarrollo de nuevos campos.

De acuerdo con Romero, esta estrategia ha permitido el incremento de la reserva 1P en esta administración, durante la cual, se han descubierto 39 nuevos campos, y al cierre de junio de este año, otros ocho nuevos campos fueron ubicados en los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche.

Dentro de estas nuevas incorporaciones destacan los campos Quesqui, Tupilco profundo e Ixachi, siendo la meta para el cierre de 2022, perforar 78 nuevos pozos exploratorios, lo cual derivará, seguramente, en la incorporación de nuevos campos.

El director de la petrolera insiste en que la institución actualmente tiene el mejor desempeño en éxito comercial de todas las empresas privadas y nacionales de petróleo con un 47%, colocándose por arriba de las operadoras más grandes del mundo; de la misma manera, su costo de descubrimiento es de 3.4 dólares por barril, cifra inferior al promedio mundial y más bajo que empresas como Shell, Equinor y Petrobras (empresas que han enfocado su estrategia de exploración y producción en aguas profundas).

New Fortress Energy desplegará en el campo Lakach una unidad de GNL (FLNG) de 1.4 MTPA para licuar la mayor parte del gas natural producido.

New Fortress Energy anunció hoy que ha firmado un acuerdo con Petróleos Mexicanos (Pemex) para formar una asociación estratégica a largo plazo que se beneficie de las capacidades complementarias de cada compañía.

Esta asociación cuenta con el apoyo expreso del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador y de Octavio Romero Oropeza, Director General de Pemex.

El acuerdo implica el desarrollo conjunto del campo de gas natural en aguas profundas Lakach para que Pemex suministre gas natural al mercado doméstico terrestre de México y para que New Fortress (NFE) produzca gas natural licuado (GNL) para su exportación a los mercados globales.

«Nos sentimos honrados de participar en esta importante asociación estratégica que fortalece el compromiso de NFE con operaciones de largo plazo en México y demuestra el tremendo valor de nuestro modelo de negocio de infraestructura integrada de gas natural», dijo Wes Edens, Presidente del Consejo y CEO de NFE.

«Esta es la primera de una serie de oportunidades de desarrollo en alta mar que aprovechan lo que creemos es una fórmula ideal para los activos de gas en alta mar en todo el mundo, una que combina gas para uso doméstico con gas para exportación. Apreciamos el apoyo continuo del presidente López Obrador, admiramos su determinación de entregar energía confiable al pueblo de México y valoramos la oportunidad de asociarnos con Pemex para mejorar la seguridad energética mundial».

De conformidad con la alianza estratégica firmada con Pemex, NFE invertirá en el desarrollo continuo del campo Lakach durante un período de dos años al completar siete pozos en alta mar. Además, NFE desplegará en el campo Lakach una unidad de GNL (Fast LNG) de 1.4 MTPA para licuar la mayor parte del gas natural producido.

El gas natural restante y los volúmenes de condensados asociados serían utilizados por Pemex en el mercado interno terrestre de México. NFE y Pemex creen que el campo Lakach arrojará aproximadamente diez años de producción, con la posibilidad de extender significativamente la vida útil de la reserva si se desarrollan campos cercanos.

Pemex descubrió el campo de gas natural en aguas profundas Lakach en 2007 y posteriormente llevó a cabo importantes actividades de exploración y desarrollo. Lakach es uno de los mayores campos de gas no asociados en el Golfo de México con un total de gas original en sitio de 1.1 trillones de métros cúbicos (“Tcf”) y se localiza aproximadamente a 70 kilómetros de la costa de Veracruz, en el sureste de México.

Junto con los campos no desarrollados cercanos Kunah y Piklis, el área tiene un potencial total de recursos de 3. 3 Tcf y comprende uno de los recursos de gas marinos no desarrollados más importantes del hemisferio occidental.

Pemex PEP espera encontrar recursos por 46 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Nanka-1EXP

El pozo está considerado en el escenario base, del plan de evaluación, aprobado por la CNH el 28 de abril de 2022 mediante la resolución CNH.E.34.007/2023.

El objetivo geológico del pozo se encuentra en el Mioceno Inferior.

El prospecto tendrá una trayectoria vertical perforado a una profundidad programada total de 6,270 metros verticales.

Paro lo cual se utilizará un equipo de perforación terrestre Santa María de 3,000 HP.

El Hidrocarburo esperado es aceite ligero de 40.2 grados API.

Los recursos prospectivos estimados ascienden a 46 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico del 18%.

Los programas de perforación y abandono del pozo contemplan en total 177 días: 138 para la perforación (del 27 de julio al 11 de diciembre del 2022), y 39 para la terminación (del 12 de diciembre del 2022 al 19 de enero del 2022).

La producción de petróleo de Pemex aumentó en 0.12% en mayo en comparación de 2021.

La producción de crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) aumento ligeramente en 0.12% comparación al mes de mayo de 2021, el equivalente a 2 mil barriles diarios.

En comparación al mes inmediato anterior, la producción se incrementó en 0.26%, sin poder superar el techo de los 1.7 millones de barriles diarios, luego de haber caído en enero de ese nivel.

La petrolera no extraía 1.7 millones de barriles diarios desde abril del 2020, cuando al inicio de la pandemia de COVID-19 en México reportó una producción mensual promedio de 1.703 millones de barriles por día, misma que recupero en enero de 2022, para caer nuevamente en febrero y no se ha podio recuperar.

La petrolera nacional se mantiene lejos de cumplir de nuevo objetivo sexenal planteado por el presidente, Andrés Manuel López Obrador, de cerrar el 2024 con 2 millones de barriles y el 2022 con 1.81 millones de barriles diarios.

La petrolera nacional mantiene un promedio de producción de 1.69 millones de barriles diarios, frente a una producción esperada a este mes de por lo menos 1.76 millones.

La producción del mes se vio impulsada principalmente por los campos prioritarios desarrollados por la actual administración.

La producción de petróleo con socios durante el mes de abril fue de un millón 686 mil barriles diarios, un 0.12% más que el año pasado, cuando se extrajeron un millón 688 mil barriles de crudo diarios.

Mientras que la producción sin socios fue de un millón 670 mil de barriles diarios, un 0.24% más que en 2021 y 0.18% por arriba de lo obtenido el mes anterior.

Si bien la nueva administración había logrado incrementar la producción ligeramente en los tres primeros meses del 2021, el ritmo de extracción de la petrolera nacional no ha podido recuperar los niveles vistos a inicio del 2020 antes del recorte presupuestal y una disminución en la producción debido al acuerdo en la OPEP+.

Durante la última reunión del cártel y sus socios, la Secretaría de Energía (SENER) se comprometió a no exceder una producción de un millón 753 mil barriles diarios hasta mayo del 2022, a la cual la petrolera no ha podido acercarse

A pesar de exportar menos, los ingresos de Pemex por exportaciones aumentaron en mayo.

Los ingresos de Petróleos Mexicanos (Pemex) por la exportación de petróleo y sus derivados en el mes de mayo alcanzaron un total de 3,599 millones de dólares, a pesar de una reducción en el volumen comercializado.

Se trata de los mayores ingresos desde agosto del 2014, cuando las ventas al extranjero sumaron 3,666 millones de dólares.

El valor de comercialización de mayo fue impulsado por los envíos de petróleo crudo, el cual fue de 3,125 millones de dólares, superando en 1.6% el anterior mejor registro de lo que va del 2022.

Esto a pesar de que el volumen de crudo enviado al extranjero fue menor a lo registrado en abril en 59 mil barriles por día, debido a una caída en las exportaciones a Europa.

Las ventas de petróleo a Estados Unidos aumentaron en 24%, sin embargo, los envíos a Europa cayeron en 68% en mayo.

El mayor precio de la mezcla mexicana de petróleo compensó una caída en el valor de las exportaciones de productos petrolíferos, los cuales pasaron de 482 a 471 millones de dólares en el quinto mes del año.

El precio promedio de la mezcla mexicana de petróleo se ubicó en 104.56 dólares por barril.

La CNH aprobó el programa de trabajo y presupuesto 2022 relacionados al plan de exploración de un contrato de la ronda tres.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se pronunció a favor de la aprobación del programa de trabajo 2022 y presupuesto asociado al mismo, presentados por Pemex Exploración y Producción (PEP), respecto del Plan de exploración para el contrato CNH-R03-L01-G-TMV-04/2018.

En marzo de este año, el regulador dio opinión no favorable a los programas de trabajo 2022 y sus presupuestos asociados a tres contratos de la empresa productiva del estado, debido a que se identificó que, para los casos de los contratos A2.TM y G-TMV-04, la sub-tarea “Procesado de sísmica 3D con migración pre-apilamiento en tiempo y en profundidad”, no se consideraba para el 2022 y que ésta actividad concluyó en 2020.

Se trata de un contrato en la modalidad de producción compartida donde Pemex es socio de CEPSA, localizado en el Golfo de México, se ubica 29.5 kilómetros al noreste de Poza Rica, Veracruz, frente a la costa del estado de Veracruz, en la provincia petrolera Cuenca de Tampico-Misantla, con una superficie de 813.26 kilómetros cuadrados y un tirante de agua de 10 a 30 metros.

El regulador le aprobó el plan de exploración el 18 de julio de 2019, mediante la resolución CNH.E.41.001/19.

El programa de trabajo 2022 de la actividad exploratoria en el área contempla las subactividades: General (administración, gestión de actividades, actividades y revisión y evaluación de información), Geología (Estudios Geológicos Regionales, y detallados) y Seguridad, Salud y Medio Ambiente (Estudios de impacto ambiental).

Para lo cual, Pemex PEP estima un presupuesto 2022 por un total de 2.95 millones de dólares, de los cuales se destinará el 23.7% a la actividad general, 58.7% a geología, el 17.2% geofísica, una reducción frente a los 3.24 millones contemplados en el plan vigente.

Pemex PEP espera encontrar recursos por 26.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) la perforación del pozo delimitador en aguas someras Tlakivak-1DEL.

El pozo está considerado en el escenario base, del plan de evaluación, aprobado por la CNH el 10 de mayo de 2022, de la asignación AE-0154-2M-Chalabil, mediante la resolución CNH.E.37.003/2022.

Los objetivos geológicos del pozo se encuentra en el Cretácico y en el Jurásico Superior kigmeridiano.

El prospecto tendrá una trayectoria tipo «J» perforado a una profundidad programada total de 6,100 a 6,838 metros verticales.

Paro lo cual se utilizará un equipo de perforación PMX-9211 de 3,000 HP.

El Hidrocarburo esperado es aceite ligero de 38.9 a 39.3 grados API.

Los recursos prospectivos estimados ascienden a 26.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico del 77%.

Los programas de perforación y abandono del pozo contemplan en total 219 días: 165 para la perforación (del 02 de julio al 11 de diciembre del 2022), y 54 para la terminación (del 12 de diciembre del 2022 al 2 de febrero del 2023).

La CNH autorizó a Pemex PEP la perforación del pozo exploratorio Charal-1EXP.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Charal-1EXP.

El pozo exploratorio terrestre Charal-1EXP fue autorizado por el regulador para ser perforado como parte del escenario incremental del plan de exploración vigente de la Asignación AE-0138-2M-Cuichapa.

El asignatario busca perforar a una profundidad estimada de 1,246 a 1,601 metros para alcanzar el objetivo geológico del mioceno superior.

El pozo fue perforado con una trayectoria direccional tipo “S”.

Con la modificación de la perforación se alcanzó una profundidad total de 2,721 a 1,804 metros verticales.

El hidrocarburo esperado es aceite ligero de 27 grados API.

El Recurso Prospectivo a la media con riesgo es de 9.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico es del 29%.

Contabilizando la autorización original y la modificación, los programas de perforación y terminación del pozo fueron, en total, de 56 días: 26 días para la perforación (del 14 de junio del 2022 al 10 de julio del 2022), y 30 días para la terminación (del 10 de julo al 9 de agosto del 2022).

La Coordinación de Abastecimiento de Pemex PEP publicó una nueva licitación para servicios de mantenimiento.

La Dirección Corporativa de Administración y Servicios de Petróleos Mexicanos (Pemex) en coordinación con la Coordinación de Abastecimiento para Exploración y Producción y la Gerencia de Contrataciones para Producción, publicaron una nueva licitación pública internacional para servicios de geofísica.

«Se convoca a los interesados a participar en los concursos abiertos electrónicos internacionales bajo los tratados de libre comercio suscritos por los Estados Unidos Mexicanos con reducción de plazos PEP-CAT-S-GCP-501-91954-22-1″.

La licitación pública nacional PEP-CAT-S-GCP-501-91954-22-1 tiene como objetivo contratar el servicio de rehabilitación, mantenimiento, reconfiguración y refacciones, de los sistemas de medición y control de flujo de hidrocarburos de los activos de producción de la Subdirección de Producción Región Sur.

De acuerdo con la convocatoria publicada, el evento de aclaración de dudas a las bases del concurso será el 6 de junio.

Mientras que la presentación y apertura de propuestas se llevará a cabo el 11 de junio.

La empresa productiva del estado informó que el concurso se llevará a cabo bajo el “Sistema de Contrataciones Electrónicas de Pemex” (SISCeP).

Únicamente podrán participar personas físicas o morales de nacionalidad mexicana.

No podrán participar personas físicas o morales impedidas por la Ley de Pemex, su reglamento y las disposiciones.

Con la modificación al programa de transición del pozo Ixachi-2001EXP, le permitirá a Pemex dar continuidad a la producción del campo.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la modificación al programa de transición del pozo Ixachi-2001EXP, presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP).

El campo Ixachi, se localiza en el municipio de Tierra Blanca, en el estado de Veracruz, y cuenta con una superficie de 740.55 kilómetros cuadrados, cuenta con 8 pozos perforados con una producción total de 24 mil 700 barriles diarios.

Dentro de la asignación se encuentra el Pozo Ixachi-2001EXP, a aproximadamente 26 kilómetros al Noreste de la ciudad de Tierra Blanca, a 72 kilómetros al Sur de la ciudad de Veracruz.

En junio del año pasado, el regulador autorizó a Pemex PEP realizar mediciones a boca de pozo en periodos establecidos, una prueba de presión y producción durante 12 meses, con el propósito de mejorar el entendimiento del yacimiento en el horizonte cretácico.

El asignatario solicitó la modificación del programa de transición debido a que necesita más tiempo para realizar las actividades contempladas en el programa, ya que hasta el momento no ha realizado las tareas de monitoreo a boca de pozo.

Hasta el momento, Pemex ha recuperado 1.15 millones de barriles de petróleo y 9.04 mil millones de pies cúbicos de gas natural.

El costo total del programa asciende a 6.33 millones de dólares, de los cuales 479 mil dólares, se destinarán a inversión y 5.85 millones de dólares para gasto de operación.

Pemex espera encontrar recursos prospectivos por 23 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Durante la sesión 37 del órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) fue aprobada la solicitud presentada por Pemex Exploración y Producción para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Atoyatl-1EXP.

El Pozo Atoyatl-1EXP será perforado dentro de la asignación AE-0149-M-Uchukil, cuya superficie total es de 600.5 kilómetros cuadrados y está considerado en el escenario base de la modificación del plan de exploración, aprobado por la CNH el 28 de abril de 2022 mediante la Resolución CNH.E.34.007/2022.

El objetivo geológico del Pozo es en el plioceno medio.

Se tiene, como programado, perforar en una trayectoria de tipo vertical hasta 3,345 metros verticales.

El hidrocarburo esperado es aceite de 28-31 grados API.

Los recursos prospectivos a la media con riesgo se estiman en 23 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico es 39% . Los programas de perforación y terminación del pozo contemplan en total 72 días: 46 días para la perforación (del 18 de junio al 2 de agosto del 2022), 20 días para la terminación (del 3 al 22 de agosto del 2022), y seis días para el abandono (del 23 al 28 de agosto del 2022).

El ex candidato a la presidencia por el PAN criticó el uso del combustóleo para generar electricidad.

El excandidato presidencial por el Partido Acción Nacional (PAN) Ricardo Anaya, acusó este lunes en un video que para maquillar finanza,  Petróleos Mexicanos (Pemex) vende su combustóleo a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para la generación de energía eléctrica.

Además ,aseguró que estas acciones están relacionadas con el incremento de contaminación en el Valle de México, debido al uso del combustóleo en la termoeléctrica de Tula.

“Para maquillar las cifras de Pemex, vende su combustóleo a la CFE y da la apariencia de tener finanzas más sanas con mayores ingresos. Por eso nos opusimos a su reforma eléctrica, por eso decimos no a la energía sucia y cara y por eso reitero mi propuesta. Optemos por las energías limpias”, dijo Anaya.

“Entonces, como ya no se puede vender el combustóleo para los barcos, a ellos les parece muy bien que la CFE lo queme para producir electricidad. Y como las plantas de Pemex producen muchísimo combustóleo, pues cada vez queman más combustóleo en la termoeléctrica de Tula, afectando claro a toda la gente de Tula y a toda la gente de la Zona Metropolitana del Valle de México.

Anaya Cortés explicó que el combustóleo es un subproducto de la refinación, el cual se genera debido a las malas condiciones del Sistema Nacional de Refinación (SNR).

“El problema es que las refinerías de Pemex son tan viejas que sale más desperdicio que gasolina, o sea, queda más combustóleo que gasolina”, apuntó.

En el último mes, el conflicto entre Rusia y Ucrania ha provocado que las refinerías de la costa del Golfo de México en los Estados Unidos aumenten las compras de combustóleo mexicano debido a la escasez derivada de las sanciones a las importaciones de petrolíferos rusos.

Esto ha permitido que los niveles de inventarios de combustóleo en el país comiencen a descender tras estar en camino de alcanzar su mayor nivel en la historia en marzo.

Ante la falta de descubrimiento por parte de Pemex, BBVA cree que será difícil alcanzar la meta de producción sexenal.

El banco BBVA México considera que las metas de producción de petróleo de Petróleos Mexicanos (Pemex) para 2023 y 2024 serán un reto, no solo por los mayores niveles de inversión, sino también por la falta de descubrimientos importantes.

BBVA señala que el avance en el primer trimestre del 2021 de tan solo 3 mil 300 barriles diarios en la producción de petróleo revela que continúa el declive en la producción de los yacimientos maduros como Cantarell, Ku, Maloob y Zaap.

Por ello, es primordial que Pemex se concentre en nuevos descubrimientos, ya que los llamados campos prioritarios no han sido suficientes para detener la caída en los campos estrella de la empresa productiva del estado.

El banco cree que el declive de los campos maduros es la razón por la cual, el gobierno federal decidió recortar la meta anual de producción de crudo de 1.9 a 1.8 millones de barriles diarios.

“Para alcanzar la meta de producción petrolera de 1,849 millones de barriles diarios para 2022 y asumiendo que la producción de los yacimientos maduros se estabilice, los nuevos campos tendrían que producir un promedio de alrededor de 378 mil barriles diarios entre abril y diciembre de 2022”, detalló.

“Si bien esta nueva meta podría alcanzarse con una aportación promedio anual de 366 mil barriles diarios de los nuevos campos y una estabilización en la producción de los otros yacimientos, las metas de producción de mil 971 y 2 mil 063 millones de barriles diarios para 2023 y 2024 resultan aún más retadoras sin descubrimientos importantes”, informó en un reporte tras la publicación de los resultados trimestrales de Pemex.

BBVA prevé que para que Pemex alcance el aumento proyectado en la producción petrolera para los siguientes dos años requerirá mayores montos de inversión para exploración y producción.

Pemex modificará el plan de exploración de la asignación Miahuapán.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio la autorización a Pemex Exploración y Producción (PEP), modifique el plan de exploración de la Asignación AE-0386-4M-Miahuapán.

La asignación terrestre AE-0386-4M-Miahuapán, con una superficie de 158.61 kilómetros cuadrados, se localiza en el estado de Veracruz, aproximadamente a 20 kilómetros al noroeste de la ciudad de Poza Rica, Veracruz, en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla.

Actualmente, está en el segundo periodo adicional de exploración, que finalizará en septiembre de 2022.

La modificación del plan de exploración se debe a un cambio en el número de pozos a perforar, así como los estudios exploratorios.

Con la modificación al plan, en este segundo periodo adicional de exploración, con escenario operativo único, se considera realizar un estudio exploratorio, la perforación de un prospecto, y una inversión total para el proyecto de 9.99 millones de dólares.

Con estos cambios, el asignatario identifica que de llevarse a cabo permitirían acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del área de asignación. Conforme a lo estimado por PEP, y ante el eventual éxito exploratorio de la perforación del prospecto, existe la posibilidad de incorporar recursos de hasta por 5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Pemex PEP publicó una licitación pública internacional para arrendar una plataforma marina en el Golfo de México.

La Dirección Corporativa de Administración y Servicios de Petróleos Mexicanos (Pemex) en coordinación con la Coordinación de Abastecimiento para Exploración y Producción y la Gerencia de Contrataciones Servicios a la Exploración y Producción, publicaron una nueva licitación pública internacional, para el arrendamiento de una plataforma marina.

«Se convoca a los interesados a participar en los concursos abiertos electrónicos internacionales bajo los tratados de libre comercio suscritos por los Estados Unidos Mexicanos con reducción de plazos «PEP-CAT-A-GCSEYP-100-94537-22-11».

La licitación pública nacional PEP-CAT-A-GCSEYP-100-94537-22-1 tiene como objetivo el arrendamiento sin opción a compra, de plataformas de perforación marina tipo autoelevable cantiliver de patas independientes, incluyendo su mantenimiento integral, para operar en aguas mexicanas del Golfo de México.

La plataforma debe de tener una capacidad mínima nominal para operar en un tirante de agua de al menos 400 pies y capacidad de perforación de por lo menos 30 mil pies.

La instalación será utilizada para la perforación del pozo exploratorio Nanka-1 en la Sonda de Campeche.

El contrato es por 565 días a partir del 15 de junio del 2022 y hasta el 31 de diciembre del 2023.

De acuerdo con la convocatoria publicada, el evento de aclaración de dudas a las bases del concurso será el 6 de mayo.

Mientras que la presentación y apertura de propuestas se llevará a cabo el 23 de mayo.

La notificación del resultado de evaluación de propuestas se anunciará el 31 de mayo.

La notificación del fallo de la licitación tendrá verificativo el primero de junio de 2022.

La empresa productiva del estado informó que el concurso se llevará a cabo bajo el “Sistema de Contrataciones Electrónicas de Pemex” (SISCeP).

Únicamente podrán participar personas físicas o morales de nacionalidad mexicana.

No podrán participar personas físicas o morales impedidas por la Ley de Pemex, su reglamento y las disposiciones.

En cumplimiento al comunicado Presidencia-016/06/13/19 de fecha 13 de junio de 2019, se le solicita a la esposa, hijos, hermanos, hermana, primos, tíos, cuñados, nueras, concuños y demás miembros de la familia ya sea cercanos o distantes de nuestro Presidente Constitucional, Licenciado Andrés Manuel López Obrador, se abstengan de participar en el presente concurso, ya sea como participante directo, en propuesta conjunta o en su caso como subcontratista.

La Coordinación de Abastecimiento de Pemex PEP publicó una nueva licitación para servicios de levantamiento de información.

La Dirección Corporativa de Administración y Servicios de Petróleos Mexicanos (Pemex) en coordinación con la Coordinación de Abastecimiento para Exploración y Producción y la Gerencia de Contrataciones Servicios a la Exploración y Producción, publicaron una nueva licitación pública internacional.

«Se convoca a los interesados a participar en los concursos abiertos electrónicos internacionales bajo los tratados de libre comercio suscritos por los Estados Unidos Mexicanos con reducción de plazos «PEP-CAT-S-GCSEYP-085-94253-22-1».

La licitación pública nacional PMX-SA-PC-PEPR-CT-O-GCMCLM-823-2022-CATG-93903-2-Soporte a la producción (paquete A) tiene como objetivo la contratación de una empresa que provea el servicio de levantamientos geofísicos y geotécnicos para Exploración y Explotación en aguas someras para PEP.

De acuerdo con la convocatoria publicada, el evento de aclaración de dudas a las bases del concurso será el 9 de mayo a las 11:00 horas.

Mientras que la presentación y apertura de propuestas se llevará a cabo el 23 de mayo a las 10:00 horas.

La notificación del resultado se anunciará el 15 de junio a las 17:00 horas.

La empresa productiva del estado informó que el concurso se llevará a cabo bajo el “Sistema de Contrataciones Electrónicas de Pemex” (SISCeP).

Únicamente podrán participar personas físicas o morales de nacionalidad mexicana.

No podrán participar personas físicas o morales impedidas por la Ley de Pemex, su reglamento y las disposiciones.

En cumplimiento al comunicado Presidencia-016/06/13/19 de fecha 13 de junio de 2019, se le solicita a la esposa, hijos, hermanos, hermana, primos, tíos, cuñados, nueras, concuños y demás miembros de la familia ya sea cercanos o distantes de nuestro Presidente Constitucional, Licenciado Andrés Manuel López Obrador, se abstengan de participar en el presente concurso, ya sea como participante directo, en propuesta conjunta o en su caso como subcontratista.

La Coordinación de Abastecimiento de Pemex PEP publicó una nueva licitación pública para la construcción de infraestructura.

La Dirección Corporativa de Administración y Servicios de Petróleos Mexicanos (Pemex) en coordinación con la Coordinación de Abastecimiento para Exploración y Producción y la Gerencia de Contrataciones para Servicios a la Explotación y Perforación, publicaron una nueva licitación pública internacional.

«Se convoca a los interesados a participar en los concursos abiertos electrónicos internacionales bajo los tratados de libre comercio suscritos por los Estados Unidos Mexicanos con reducción de plazos «PEP-CAN-O-GCSEYP-085-87473-22-1».

La licitación pública nacional PEP-CAN-O-GCSEYP-085-87473-22-1 tiene como objetivo la contratación de una empresa que provea el servicio de construcción de infraestructura en instalaciones de proceso para Pemex Exploración y Producción (PEP).

De acuerdo con las bases de licitación, el proveedor deberá de ser el responsable de la construcción de obra de tuberías, civil, instrumentos, seguridad industrial, seguridad física y eléctrica en todos los Activos de Producción de PEP

De acuerdo con la convocatoria publicada, el evento de aclaración de dudas a las bases del concurso será el 18 de abril.

Mientras que la presentación y apertura de propuestas se llevará a cabo el 4 de mayo a las 10:00 horas.

La notificación del resultado se anunciará el 26 de mayo.

La empresa productiva del estado informó que el concurso se llevará a cabo bajo el “Sistema de Contrataciones Electrónicas de Pemex” (SISCeP).

Únicamente podrán participar personas físicas o morales de nacionalidad mexicana.

No podrán participar personas físicas o morales impedidas por la Ley de Pemex, su reglamento y las disposiciones.

En cumplimiento al comunicado Presidencia-016/06/13/19 de fecha 13 de junio de 2019, se le solicita a la esposa, hijos, hermanos, hermana, primos, tíos, cuñados, nueras, concuños y demás miembros de la familia ya sea cercanos o distantes de nuestro Presidente Constitucional, Licenciado Andrés Manuel López Obrador, se abstengan de participar en el presente concurso, ya sea como participante directo, en propuesta conjunta o en su caso como subcontratista.

La Coordinación de Abastecimiento de Pemex PEP publicó una nueva licitación pública para mantenimiento de plataformas marinas.

La Dirección Corporativa de Administración y Servicios de Petróleos Mexicanos (Pemex) en coordinación con la Coordinación de Abastecimiento para Exploración y Producción y la Gerencia de Contrataciones para mantenimiento, confiabilidad y logística marina, publicaron una nueva licitación pública internacional.

«Se convoca a los interesados a participar en los concursos abiertos electrónicos internacionales bajo los tratados de libre comercio suscritos por los Estados Unidos Mexicanos con reducción de plazos «PMX-SA-PC-PEPR-CT-O-GCMCLM-823-2022-CATG-93903-2-Soporte a la producción».

La licitación pública nacional PMX-SA-PC-PEPR-CT-O-GCMCLM-823-2022-CATG-93903-2-Soporte a la producción (paquete A) tiene como objetivo la contratación de una empresa que provea el servicio de soporte a las actividades producción a instalaciones marinas de Pemex Exploración y Producción en el Golfo de México.

De acuerdo con las bases de licitación, el proveedor deberá de atender los requerimientos de las subdirecciones y sus activos en las regiones marinas suroeste y noreste.

Entre los trabajos requeridos por la empresa productiva del estado se encuentran, realizar trabajos de mantenimiento predictivo y correctivo, rehabilitación de sistemas estructurales, mantenimiento de plataformas marinas y estimulación de pozos.

Los trabajos se deberán realizar en instalaciones marinas de Pemex PEP, en oficinas y patios de prefabricación del contratista, así como en los de la petrolera nacional.

De acuerdo con la convocatoria publicada, el evento de aclaración de dudas a las bases del concurso será el 18 de abril a las 12:00 horas.

Mientras que la presentación y apertura de propuestas se llevará a cabo el 6 de mayo a las 09:00 horas.

La notificación del resultado se anunciará el 9 de junio a las 12:00 horas.

La empresa productiva del estado informó que el concurso se llevará a cabo bajo el “Sistema de Contrataciones Electrónicas de Pemex” (SISCeP).

Únicamente podrán participar personas físicas o morales de nacionalidad mexicana.

No podrán participar personas físicas o morales impedidas por la Ley de Pemex, su reglamento y las disposiciones.

En cumplimiento al comunicado Presidencia-016/06/13/19 de fecha 13 de junio de 2019, se le solicita a la esposa, hijos, hermanos, hermana, primos, tíos, cuñados, nueras, concuños y demás miembros de la familia ya sea cercanos o distantes de nuestro Presidente Constitucional, Licenciado Andrés Manuel López Obrador, se abstengan de participar en el presente concurso, ya sea como participante directo, en propuesta conjunta o en su caso como subcontratista.

Pemex espera recuperar 3.4 millones de barriles de aceite y 10.4 mil millones de pies cúbicos de gas.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el programa de transición relacionado con el campo Racemosa, asociado a la Asignación AE-0142-2M-Comalcalco.

El Campo Racemosa, se localiza a aproximadamente a 35 kilómetros al este de la ciudad de Comalcalco, Tabasco y cuenta con una superficie de mil 015.97 kilómetros cuadrados.

El yacimiento cuenta con aceite súper ligero de 45 grados API.

El alcance del programa de transición propuesto considera un volumen a recuperar de 3.46 millones de barriles de aceite y 10.44 mil millones de pies cúbicos de gas natural.

Pemex considera realizar entre abril 2022 y abril 2023, tres perforaciones y terminaciones, la construcción de un ducto, y una ampliación de macropera.

El costo total del programa asciende a 113.70 millones de dólares, de los cuales destinará 89.91 millones corresponden a inversión, y 23.70 millones a gasto de operación.

La CNH autorizó a Pemex Exploración y Producción, la modificación del plan de exploración de una asignación terrestre en los estados de Veracruz y Oaxaca.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó, a Pemex Exploración y Producción (PEP), la modificación al plan de exploración para la asignación AE-0130-M-Llave.

La asignación terrestre, AE-0130-M-Llave, tiene una superficie de 980.56 kilómetros cuadrados y se ubica en los estados de Veracruz y Oaxaca, en la cuenca de Veracruz.

El regulador energético aprobó el plan de exploración vigente mediante la resolución CNH.E.07.008/2020 del 4 de febrero de 2020.

La modificación al plan se justifica, derivado de la reducción en el número de prospectos exploratorios a perforar, así como de cambios técnicos y económicos.

El objetivo de la modificación presentada por Pemex PEP es continuar con la evaluación del potencial petrolero e incorporar recursos en plays del Cretácico Medio.

El asignatario presentó dos escenarios operativos, en el base realizará el reprocesamiento de información sísmica 2D y 3D, así como la perforación del prospecto Asiki-1EXP (el cual será perforado a más de 6 km al noroeste respecto del aprobado en el plan de exploración vigente).

Mientras que en el escenario incremental, Pemex contempla efectuar estudios de reprocesamiento sísmico 3D.

De acuerdo con el asignatario, los recursos prospectivos a la media sin riesgo se estiman en 101.72 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y los posibles recursos a incorporar en 24.41 millones de barriles.

El programa de inversiones contemplado por Pemex es de 21.84 a 23.27 millones de dólares, considerando ambos escenarios operativos.

La CNH autorizó a Pemex Exploración y Producción el programa de evaluación del descubrimiento Tupilco-3001EXP.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP), el programa de evaluación referente al descubrimiento Tupilco-3001EXP, asociado a la asignación AE-0140-M-Comalcalco.

La asignación AE-0140-M-Comalcalco, tiene una superficie de 1,319.57 kilómetros cuadrados. El descubrimiento se ubica aproximadamente a 16 kilómetros al noroeste de la ciudad de Comalcalco, al norte del estado de Tabasco. El área de evaluación asociada a este Descubrimiento es en 30.79 kilómetros cuadrados.

El plan de exploración vigente fue aprobado por el regulador mediante la Resolución CNH.E.30.002/2020 del 23 de julio de 2020. La Ratificación del Descubrimiento se dio mediante oficio 240.0703/2021 del 3 de junio de 2021, con objetivo geológico en los niveles Cretácico Superior (KS) Agua Nueva – Cretácico Medio (KM) y Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK).

El objetivo del programa de evaluación, en un escenario operativo único, el cual consiste en evaluar los niveles KS Agua Nueva-KM y JSK descubiertos, así como reducir la incertidumbre de sus volúmenes originales de Hidrocarburos.

Para ello, Pemex, plantea realizar las siguientes actividades: Reprocesado sísmico, una perforación y terminación de un pozo, una prueba de presión-producción convencional, y dos pruebas de alcance extendido.

El programa de inversiones asciende en total a 46.60 millones de dólares.

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.

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.

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.