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Pemex informó que el cierre y abandono del campo Yum se debe por alto flujo fraccional de agua.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP), respecto de la Asignación A-0374-2M-Campo Yum.

La asignación A-0374-2M-Campo Yum, tiene una superficie de 29.86 kilómetros cuadrados y se localiza en aguas del Golfo de México, frente al estado de Tabasco, el campo fue descubierto en 1981 y produce aceite de 41 grados API.

La asignación se encuentra en su cuarta etapa de desarrollo y el propósito de la modificación es el cierre del campo de manera definitiva por alto flujo fraccional de agua (99%).

La modificación al plan de desarrollo se justifica por el desfase de actividades derivado de la emergencia sanitaria y la reducción del personal, lo que ocasiona la variación del 15% de la inversión aprobada, y a que se dio prioridad a las actividades que apoyen al cumplimiento de las metas de producción, por lo que se requiere reflejar los cambios técnicos o económicos que presenta el plan aprobado.

Pemex PEP presentó una alternativa de desarrollo mediante la cual se propone el abandono y cierre de tres pozos, sin volumen de aceite ni de gas a recuperar.

El costo total del proyecto para el periodo 2021-2034 se estima en 35.07 millones de dólares, que será destinado a actividades de producción y abandono.

El órgano de gobierno dio su opinión favorable e hizo varias recomendaciones al asignatario, entre las que destacan, realizar los trámites correspondientes ante la Secretaría de Energía (SENER) en relación con la renuncia al área de la asignación, así como dar cumplimiento a la normatividad aplicable en materia de abandono y desmantelamiento de infraestructura, emitida por la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA).

Para cumplir meta de producción,  los nuevos campos de Pemex deberán producir 300 mil barriles diarios durante el cuarto trimestre del año. 

Que Petróleos Mexicanos (Pemex) pueda cumplir sus metas de producción para este año y el próximo año dependerá de las aportaciones adicionales a la plataforma de producción de los 20 campos prioritarios que son desarrollados por la empresa productiva del Estado, afirmó BBVA México.

De acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), los campos insignia de la actual administración alcanzaron una producción de 226 mil 010 barriles diarios de crudo y condensado durante el mes de septiembre, frente a los 305 mil barriles diarios esperados en los planes aprobados por el regulador, lo que representa un cumplimiento del 74%.

Si bien durante el noveno mes del año se observó un aumento de 6.10% en la producción de hidrocarburos en comparación con el mes de agosto, se encuentran aún lejos del nivel esperado por Pemex si quiere alcanzar la meta anual de producción, la cual fue puesta en 1.8 millones de barriles diarios.

En un análisis realizado por el área de investigación del banco, muestra que hasta el tercer trimestre del año, la producción total de Pemex, que incluye a sus socios y los condenados promedió un millón 761 mil barriles diarios mientras que en el trimestre inmediato anterior la cifra era de un millón 758 mil barriles diarios.

“El avance en la producción petrolera entre el segundo y tercer trimestre se explica por la mayor producción de los más de veinte nuevos campos petroleros, lo cual compensó el menor desempeño de los campos maduros”, aseguró en el análisis BBVA.

El banco detalló que, para alcanzar la meta de producción petrolera de un millón 765 mil barriles diarios este año, Pemex tendrá que producir un promedio de un millón 806 mil barriles diarios durante el cuarto trimestre del año.

“Asumiendo que la producción de los campos maduros se mantiene, los nuevos campos tendrían que producir un promedio de alrededor de 300 mil barriles diarios durante el cuarto trimestre del año. Cifras de Pemex al 30 de septiembre señalan que la producción de estos nuevos desarrollos fue 273 mil barriles diarios”.

BBVA explicó que la producción petrolera de Pemex ha mostrado una tendencia al alza en los últimos cuatro trimestres, debido a la contribución que hacen los socios de Pemex y los productos condensados.

“Para ello resultará clave que los nuevos campos petroleros puedan producir más barriles adicionales que puedan más que compensar cualquier declive natural en la producción de campos maduros”, sostuvo.

“Si bien la meta de un millón 765 mil barriles diarios para 2021 podría alcanzarse, las metas de producción de un millón 948, un millón 971 y 2 millones 63 mil barriles diarios para 2022, 2023 y 2024, respectivamente, resultan más retadoras sin descubrimientos importantes o desarrollos de más campos”, advirtió BBVA.

La cantidad de pozos y equipos de perforación en operación en los campos de Pemex sufrieron de nueva cuenta una fuerte caída.

Durante el tercer trimestre del 2021 el número total de pozos en operación de Petróleos Mexicanos (Pemex) pasó de 6 mil 789 en 2019 a 6 mil 343, una disminución del 6.57% al igual que en el segundo trimestre.

La actividad petrolera de la petrolera nacional acumula tres trimestre consecutivos sin cambios, manteniendo el mismo número de equipos de perforación desde el inicio del 2021.

De julio a septiembre operaron en las asignaciones de la empresa productiva del estado 6 mil 343 pozos productores de crudo y gas no asociado, una reducción de 446 en comparación al 2020.

En el caso de los pozos terminados, durante el segundo trimestre del año, se terminaron 44 pozos de desarrollo, 8 más que en comparación al mismo periodo de tiempo en 2020.

Mientras que se terminaron 9 pozos exploratorios, cuatro más que el año pasado.

De julio a septiembre operaron 49 equipos de perforación en los campos de Pemex Exploración y Producción, de los cuales 35 se encuentran en pozos de desarrollo y 14 de exploración.

Los equipos de perforación en operación aumentaron de 48 a 49 el equivalente al 2.08% de un año a otro.

La distribución de localización de los pozos de desarrollo se distribuyó 44% y 56% entre marinos y terrestres, mientras que los de exploración, el 60% fueron terrestres y 40% marinos.

Producción de petróleo de Pemex en septiembre aumentó 4.02% en comparación al 2020 y en 3.14% en comparación a agosto.

La producción de crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) aumentó en 4.03% comparación al mes de septiembre de 2020 el equivalente a 66 mil barriles más.

La empresa productiva del estado contrarrestó la caída en el ritmo de extracción tras el incendio en la plataforma E-Ku-A2 a finales del mes de agosto, lo cual provocó el cierre de varios pozos debido a la falta de gas natural.

Pemex 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 1.70 millones de barriles por día.

Con este resultado, 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.

El ritmo de extracción de aceite de Pemex Exploración y Producción encontró un ligero impulso desde octubre logrando incrementar mensualmente la extracción, lo cual ayudó a igualar los niveles producción vistos a inicios del 2020.

Frente a la producción del mes inmediato anterior la producción se vió impulsada principalmente por los campos prioritarios desarrollados por la actual administración.

La producción de petróleo con socios durante el mes de septiembre fue de un millón 709 mil barriles diarios, un 4.03% más que el año pasado cuando se extrajeron un millón 643 mil barriles de crudo diarios.

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.

En el documento, Pemex anuncia a los inversionistas que espera un incremento en la producción de julio a agosto de 2.9%.

El director general de Pemex aseguró ante diputados que la empresa alcanzará al final del sexenio los 2 millones de barriles diarios.

Con motivo del análisis del Tercer Informe de Gobierno del Presidente de la República, el director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero Oropeza, compareció ante las comisiones unidas de Energía y de Infraestructura de la Cámara de Diputados.

Octavio Romero, consideró importante no detener la actividad del año pasado porque la producción creció y se espera que se estabilice en dos millones de barriles diarios para finales de la actual administración.

Sobre la situación financiera de Pemex, refirió que hubo un crecimiento de los ingresos del sector público del orden de 384 mil millones de pesos. El año pasado, los ingresos petroleros fueron del orden de 348 mil y hoy en este periodo es de 610 mil, “lo que implica casi el 68 por ciento del incremento que tuvo el sector público en cuanto a sus ingresos”.

Afirmó que “Pemex es el principal contribuyente de México”, pues en impuestos directos e indirectos se pagaron más de 490 mil millones de pesos en el periodo de enero-septiembre del año pasado, y en este año, se incrementó a 533 mil 740 millones de pesos. “Pemex continúa generando renta petrolera para el desarrollo del país”.

Sobre las reservas 3P, expuso que se ha logrado tener mil 935 millones de barriles; las reservas 1P, se han logrado reponer y se proyecta cerrar el año con 7.5 millones de barriles.

Dijo que la producción de los privados es del orden de 31 mil barriles, pero en casi tres años de esta administración se tiene una producción real de 273 mil barriles, casi diez veces más producción que los 107 contratos otorgados durante las rondas de la Reforma Energética. “Es Petróleos Mexicanos quien produce petróleo y la Reforma Energética no cumplió con las expectativas que se buscaba”.

Añadió que los gastos de operación son los más bajos de la industria petrolera en el mundo. El costo de extracción por barril de hidrocarburos, es del orden de 11.15 dólares por barril, precisó.

Sobre el combate al robo de hidrocarburos, mencionó que en promedio se robaban 56 mil barriles diarios, y para el primer año de la actual administración bajó a 6 mil 400 barriles; en 2020, 4 mil 800, y en hoy en día, es del orden de 4 mil 100 barriles diarios; es una disminución de cerca del 93 por ciento. “Ha sido un éxito el combate al robo del combustible”.

En cuanto al robo de gas, Romero Oropeza refirió que durante 2018 se robaban 13 mil 600 barriles diarios y hoy el promedio de los tres años es del orden de 5 mil 100 barriles diarios. “Es una reducción muy importante”.

“Lo que ya no roban, equivale para Pemex a 104 mil millones de pesos; si se le suma a esa cifra los impuestos que no se pagan por el combustible robado, se incrementa a 143 mil 383 millones. “Es una cantidad muy importante la que ya no nos están robando”.

La CNH autorizó a Pemex Exploración y Producción invertir 20 millones de dólares en la evaluación del campo Kuun.

El órgano de gobierno del Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción el plan de evaluación relacionada al pozo exploratorio Kuun-1EXP.

El descubrimiento se dio a través de la perforación del pozo Kuun-1EXP en la asignación AE-0124-M-LLAVE, en la porción terrestre de la provincia geológica de Veracruz, la cual está conformada por la plataforma de Córdoba y la Cuenca Terciaria de Veracruz.

El área total de la Asignación es de mil 790.12 kilómetros cuadrados y el área de evaluación está en una superficie de 10.1 kilómetros cuadrados.

La perforación de este pozo con objetivo geológico en el cretácico superior-medio (KS – KM), y resultó productor de aceite de 25.9 grados API y gas asociado el 9 de diciembre del 2020.

El 29 de abril de 2021 se presentó la notificación de descubrimiento y su ratificación se dio mediante el oficio 240.0658/2020 del 28 de mayo de 2021.

El objetivo del Programa de Evaluación consiste en reducir la incertidumbre en la estimación de los volúmenes originales (222 MMb) del Campo Kuun a nivel de Cretácico Superior y Cretácico Medio, por medio de la perforación de un pozo delimitador, dos pruebas de alcance extendido, una prueba convencional de presión-producción, y estudios de caracterización. E

Estas actividades se realizarán entre octubre de 2021 y marzo de 2022.

El programa de inversiones ascenderá en total a 20.60 millones de dólares.

La CNH autorizó a Pemex Exploración y Producción modificar el plan de desarrollo del campo Coyula.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) la modificación del plan de desarrollo del campo Coyula.

Se trata de una asignación de extracción, ubicada entre varios municipios de los estados Veracruz (Tihuatlán, Coatzintla y Coyutla), y de Puebla (Venustiano Carranza, Pantepec y Fco. Z. Mena), cuya superficie total es de 194.59 kilómetros cuadrados.

La asignación comprende los campos Coyula y Escobal, iniciado su producción en 1973 y se encuentran en etapa de desarrollo masivo, son productores de aceite negro de 27 grados API.

A nivel nacional ocupa el lugar 81 en producción, cuenta con 400 pozos perforados, y alcanzó una producción máxima de 11 mil barriles diarios.

La modificación al plan de desarrollo se justifica debido a que hay un incremento en el número de pozos a perforar, la variación en el volumen de hidrocarburos a producir en un año, derivado de la fusión de las Asignaciones Coyula y Escobal, y de la variación del 15% de la inversión aprobada. Por tales razones, el Asignatario presentó tres alternativas de desarrollo, de las cuales eligió la “Alternativa 2”.

En la alternativa seleccionada se proyecta recuperar un volumen de 158.85 millones de barriles de aceite y 244.23 mil millones de pies cúbicos de gas, entre el año 2021 al 2064, mediante la realización de las siguientes actividades: mil 420 perforaciones y terminaciones de pozos; 645 reparaciones mayores y 10 mil 343 reparaciones menores; 88 obras de Infraestructura, y mil 845 taponamientos.

Al límite económico de la asignación, es decir, al 2064, el costo total del proyecto se estima en 6 mil 084.84 millones de dólares, de los cuales 4 mil 050.13 millones se destinarán a inversión y 2 mil 034.71 millones serán para gasto de operación.

La Secretaría de Hacienda redujo la meta de producción de petróleo de Pemex para el 2022

La Secretaría de Hacienda redujo la meta de producción de crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) para el próximo año, con lo cual se aleja aún más de la meta sexenal de cerrar con un ritmo de extracción de 2 millones de barriles por día.

La meta de producción de petróleo pasó de 1.86 a 1.82 millones de barriles diarios para el próximo año, de acuerdo con la propuesta de presupuesto para el próximo año enviada al Congreso de la Unión.

En la propuesta de presupuesto además se propone reducir el pago de utilidades de Pemex al estado mexicano de 54% en 2021 a 40% para el 2022.

La empresa productiva del estado ha fallado en el cumplimiento de su meta de producción desde que llegó la nueva administración.

En 2018, Pemex calculaba que podría cerrar el sexenio con una producción de 2.4 millones de barriles diarios, en 2019, disminuyó la meta a 2.2 millones y en 2021 se redujó aún más para fijarse ahora en 2 millones de barriles por día.

Recortes presupuestales, retrasos en la perforación de pozos, el COVID-19, una cuota de producción pactada con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y una racha de desafortunados accidentes han impedido que la petrolera nacional supere el techo de los 1.8 millones de barriles diarios.

El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador ha dicho que cerrarán el sexenio con una producción de 2 millones de barriles diarios, sin embargo, Pemex no ha podido superar los 1.75 millones de barriles.

El gobierno de López Obrador ha emprendido una cruzada para rescatar a la petrolera más endeudada del mundo y para ello planteó el pago de deuda a través de fondos especiales enviados por el Fondo Monetario Internacional (FMI).

Pemex entregó a la Subdirección de Salvaguarda Energética 60 vehículos equipados para el combate al robo de combustibles.

El director general de Petróleos Mexicanos (PEMEX), Octavio Romero Oropeza, entregó los primeros 60 vehículos equipados a la Subdirección de Salvaguardia Estratégica (SSE), de un total de 2 mil 200 unidades que se asignarán en los siguientes meses en diferentes regiones del país, para fortalecer la tarea del personal de esta importante corporación como es el resguardo de las instalaciones estratégicas de la empresa y el combate al robo de hidrocarburos.

El titular de Pemex informó los resultados durante esta administración en la lucha al robo de combustibles, ya que al inicio de 2018 se robaban impunemente 56 mil barriles diarios de gasolina, lo que significaba pérdidas millonarias para la empresa.

«El gobierno de México tomó la decisión de combatir este ilícito con el apoyo del pueblo y de las secretarías de la Defensa Nacional y Marina, lográndose a la fecha reducirlo a menos de 5 mil barriles diarios».

«Romero Oropeza expuso que con estas acciones se fortalece a la empresa que contribuye al desarrollo y riqueza nacional. Dijo que, por pago de impuestos, Pemex aporta a la Federación el 15% del presupuesto».

Por su parte, el subdirector de Salvaguardia Estratégica, general Salvador Gutiérrez Plascencia, agradeció al titular de PEMEX esta entrega que significa un gran aporte para que el personal cuente con mejores condiciones de equipamiento y resguardar con mayor efectividad las instalaciones, bienes y valores de la empresa.

Gutiérrez Plascencia, precisó que son vehículos doble cabina, con equipamiento táctico, cámaras de vigilancia perimetral para reconocimiento facial y de placas, sistema de comunicación móvil troncalizado, GPS y otras novedades tecnológicas.

La Coordinación de Abastecimiento de Pemex PEP presentó hoy una nueva licitación pública internacional para la contratación de servicio 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 Mantenimiento, Confiabilidad y Logística Marina publicaron hoy 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 plazo reducido PMX-SA-PC-PEPR-CT-S-GCMCLM-823-2021-PCON-61231-87410-1-SERVICIOS DE INSPECCIÓN PAQUETES B y G”.

La licitación pública internacional PMX-SA-PC-PEPR-CT-S-GCMCLM-823-2021-PCON-61231-87410-1-SERVICIOS DE INSPECCIÓN PAQUETES B y G tiene como objetivo la contratación de una empresa que realice los servicios de inspección de líneas de proceso y recipientes a presión de los activos de producción (Paquetes B y G).

De acuerdo con la convocatoria publicada hoy por la mañana, la fecha para recibir solicitudes de aclaraciones a las bases de licitación es el 13 de septiembre de 2021 a las 12:00 hrs.

Mientras que la presentación y apertura de propuestas se llevará a cabo el 27 de septiembre a las 9:00 hrs.

La notificación del resultado de la licitación se anunciará el 9 de noviembre a las 12:00 hrs

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

Los interesados en participar deberán de expresar su interés de participar enviando un correo electrónico a la dirección email2workspace-prod+PEMEX+WS31116827237+m529@anstmp.ariba.com con los siguientes documentos, Manifestacion de Vínculos de los Particulares, Manifiesto de participación Voluntaria e Inclusión de Declaraciones sobre Vínculos con Personas Políticamente Expuestas y Funcionarios de Pemex.

Únicamente podrán participar empresas mexicana o países con los que México tenga celebrado un Tratado de Libre Comercio.

Pemex redujo  para este año en 36% el presupuesto asignado al mantenimiento de su infraestructura de producción.

El índice de accidentes al interior de Petróleos Mexicanos (Pemex) aumentó en 100% de un año a otro durante el segundo trimestre del 2021, de acuerdo con información de la propia empresa

Tan solo en lo que va de agosto, se han registrado seis incidentes de diferentes gravedades, siendo el más grave el incendio en la plataforma E-Ku-A2 en aguas someras del Golfo de México.

Una fuga de gas en la plataforma provocó la muerte de siete trabajadores e hirió a otros seis, uno de ellos de gravedad.

Además provocó que Pemex deje de producir 421 mil barriles diarios debido a la falta de gas natural para operar otros pozos en la zona, lo que representa casi el 25% de la producción total de la empresa.

Sindicato y trabajadores de la empresa productiva del estado han señalado a la falta de mantenimiento como la razón por la cual se han incrementado los incidentes.

Y es que la petrolera nacional redujo en 10 mil 700 millones de pesos el para 2021 el presupuesto para mantenimiento en sus instalaciones de producción.

Esta cifra representa una disminución del 36% a lo asignado en 2020, cuando se invirtieron 16 mil 800 millones de pesos a esta actividad.

Pemex anunció que espera recuperar el nivel de producción de crudo previo al incendio en Ku el 30 de agosto.

Petróleos Mexicanos (Pemex) espera reanudar el nivel de producción previo al incendio en la plataforma E-Ku-A2 el 30 de agosto, de acuerdo con un mensaje del director Octavio Romero.

El domingo a las 15:10 horas sucedió un incendio en la plataforma E-Ku-A2 en el activo Ku Maalob Zaap el cual provocó siete muertos y seis heridos uno de ellos de gravedad.

Además de que la producción del activo más importante de Pemex se vio paralizada por la falta de suministro de gas natural.

El accidente frente a la costa del estado de Campeche en el Golfo de México dejó fuera de servicio 125 pozos, con un total de 421 mil barriles por día de producción pérdida, o alrededor del 25% de la producción total de México.

De acuerdo con el director general de Pemex, hasta ayer se habían puesto en operación 35 pozos de los 125 fuera de servicio.

«Podemos informar que se han recuperado 35 pozos que producen 71 mil barriles por día y que restableceremos 110 mil barriles adicionales abriendo otros 29 pozos en las próximas 36 horas», dijo Romero en un video en Youtube.

«Para el próximo lunes esperamos restablecer toda la producción afectada», dijo.

Fitch Ratings cree que los incendios en Ku afectarán el ritmo de extracción ascendente que acumulaba Pemex en los últimos meses.

Fitch Ratings considera que los incendios en campo Ku de Petróleos Mexicanos (Pemex) puede desacelerar el crecimiento de la producción de la empresa productiva del estado.

La calificadora de riesgos cree que la falta de producción de más de 440 mil barriles diarios por la salida de operación de activo Ku Maalob Zaap (KMZ) afectará la aceleración en su ritmo de extracción en lo que va del año.

El activo Ku Maalob Zaap ubicado en las costas del Golfo de México frente a las costas de Campeche, es el activo más importante de Pemex.

Fitch, cree que el accidente hará que sea muy difícil alcanzar el objetivo anual de producción.

La petrolera nacional dejará de producir 440 mil barriles diarios, cerca del 25% de la producción total, por cada día que se deje de suministrar gas natural al complejo.

“Aunque la compañía ha aumentado con éxito la producción en nuevos campos durante los últimos dos años, una disminución más rápida en la producción del campo maduro de KMZ sería más difícil de compensar. Desde enero de 2019, Pemex ha reportado un aumento en la producción de crudo de nuevos campos de 216.8 mil barriles diarios. Esto ha compensado con creces la disminución en curso de KMZ, que ha visto caer la producción en aproximadamente 140 mil barriles diarios durante el mismo período. En junio de 2021, la producción de crudo de KMZ alcanzó cerca del 40% o 723 mil barriles diarios de la producción de Pemex”, explicó en un reporte publicado hoy.

La calificadora aseguró que el grado actual de la petrolera nacional supone que se mantendrá el mismo nivel de producción y que se estabilizará en un futuro.

“Una aceleración de la tasa de disminución de la producción de la compañía en campos maduros dificultará el logro de sus objetivos de producción y agregará más presión a su flujo de efectivo ya negativo, que Fitch espera promediar aproximadamente 12 mil millones de dólares por año durante los próximos tres años”.

Petróleos Mexicanos informó que el número de muertos en el accidente en Ku subió a 5, mientras que dos trabajadores permanecen desaparecidos.

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero, informó en conferencia de prensa que el número de muertos en el incendio en la plataforma E-Ku-A2 aumentó a cinco.

«Se reportó como consecuencia el lamentable fallecimiento de cinco personas, seis lesionados y dos desaparecidos, de ellos un trabajador fallecido es de Pemex y cuatro de la empresa COTEMAR, hay dos desparecidos de la empresa Bufete de Monitoreo de Condiciones e Integridad», dijo en conferencia el director de Pemex, Octavio Romero.

Los seis trabajadores lesionados se encuentran en tratamiento médico y uno de ellos se encuentra grave, informó el director de la empresa productiva del estado.

En la madrugada, la empresa productiva del estado informó que se habían registrado un trabajador muerto, cinco heridos con quemaduras y cinco trabajadores de contratistas permanecian desaparecidos.

Romero Oropeza confirmó que al momento se registran cinco defunciones, seis trabajadores heridos y dos personas más permanecen desaparecidas.

El director de la empresa informó que algunos de los trabajadores que perdieron la vida desarrollaban actividades de mantenimiento preventivo y limpieza de líneas de los cabezales de succión y descarga de gas de los compresores de bombeo neumático.

El funcionario aseguró que la petrolera se encuentra trabajando para restaurar la producción de petróleo, cuya afectación se calcula en 440 mil barriles diarios debido a la falta de suministro de gas natural.

La meta de producción anual y sexenal de Pemex recibe un nuevo golpe al tener que dejar de producir 440 mil barriles por el incendio en Ku.

El incendio en la plataforma E-Ku-A2 registrado ayer por la tarde, obligó a Petróleos Mexicanos (Pemex) a cerrar por completo el suministro de gas.

Esta situación obligó a la petrolera nacional a reducir en 440 mil barriles la producción de la compañía, debido a la falta de gas natural.

De acuerdo con un documento interno revisado por Reuters, Pemex debió de cortar la distribución de gas natural a los campos cercanos lo cual afecta el ritmo de extracción.

El incendio en la plataforma obligó a Pemex a cerrar por completo el suministro y distribución del energético para sofocar el incendio, de acuerdo al comunicado publicado hoy en la madrugada.

La plataforma siniestrada forma parte del complejo de procesamiento de crudo y gas Ku, perteneciente al activo de producción Ku-Maloob-Zaap.

Tan solo el campos Ku, aporta 64 mil barriles diarios a la producción nacional, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Mientras que Maloob y Zaap suman 555 mil barriles diarios promedio de producción al mes.

Pemex PEP presentó una nueva licitación para trabajos de rehabilitación integral compresores de gas en sus instalaciones.

La Dirección Corporativa de Administración y Servicios de Petróleos Mexicanos (Pemex) en coordinación con la Gerencia de Contrataciones para Producción publicaron una convocatorias licitación pública internacional con la intención de otorgar un contrato de servicios. 

“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-881-68412-21-1“

La licitación pública internacional PEP-CAT-S-GCP-881-68412-1 tiene como objetivo la contratación de una empresa que realice los servicios de rehabilitación integral de los enfriadores de gas y aceite de los equipos de compresión y procesos para el manejo de gas en las instalaciones de PEP, incluye inspección, desmantelamiento, instalación y suministro de refaccionamiento.

De acuerdo con la convocatoria publicada ayer por la noche, la fecha para recibir solicitudes de aclaraciones a las bases de licitación es el 26 de agosto.

La presentación y apertura de propuesta se realizará el 20 de septiembre.

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

Los interesados en participar deberán de expresar su interés de participar enviando un correo electrónico a la dirección email2workspace-prod+PEMEX+WS3090356360+om35@anstmp.ariba.com y a karen.garfias@pemex.com indicando el nombre de la empresa en asunto del correo.

Únicamente podrán participar empresas mexicana o países con los que México tenga celebrado un Tratado de Libre Comercio.

La manifestación de interés y las propuestas económicas deberán de presentarse en español.

Además se solicita a los familiares del cercanos o lejanos del presidente, Andrés Manuel López Obrador, abstenerse de participar en la licitación.

Pemex reportó la muerte de uno de sus trabajadores así como 5 trabajadores lesionados en la explosión e incendio de la plataforma Ku A2.

Petróleos Mexicanos (Pemex), informó que a las 16:30 horas fue controlado el incendio en la plataforma Ku A2 del centro de proceso Ku-A, perteneciente al activo de producción Ku Maloob Zaap.

El campo Ku se encuentra en aguas someras del Golfo de México frente a las costas de Ciudad del Carmen, Campeche.

De acuerdo con la empresa productiva del estado, el accidente ocurrió a las 15:10 horas local.

Personal de Pemex procedió al cierre de las válvulas y procedió al monitoreo en espera de que se consumiera el remanente y se activó el plan de emergencia.

La petrolera nacional confirmó que lamentablemente en el accidente falleció uno de sus trabajadores, además de que 3 empleados resultaron heridos.

Mientras que la empresa de servicios petroleros COTEMAR, reportó 3 trabajadores lesionados y otros 3 desaparecidos.

La empresa Bufete de Monitoreo de Condiciones e Integridad, reporta dos trabajadores desaparecidos.

Pemex informó en un comunicado que se continúa con la búsqueda de las personas desaparecidas tras el accidente, así como estabilizando la integridad de las instalaciones y la evaluación de los daños.

Asimismo, reiteró que se realizará una investigación de causa – raíz para determinar las causas del accidente.

En el último trimestre, el índice de frecuencia de accidentes en instalaciones de Pemex se incrementaron en 100%.

Tan solo en lo que va de agosto, la empresa ha registrado cinco incendios en terminales de almacenamiento, refinerías, plantas procesadoras y plataformas petroleras.

El 2 de julio, en el mismo activo se registró un incendio en un gasoducto submarino en la plataforma Ku-C, sin que se registraran heridos.

La CNH autorizó a Pemex Exploración y Producción perforar el pozo terrestre Sikte-1EXP.

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

El pozo Sikte-1EXP forma parte de las actividades consideradas para el escenario base del plan de exploración, cuya modificación fue aprobada por la CNH el 11 de mayo 2021, mediante la Resolución CNH.05.001/2021.

El prospecto se ubica dentro de la asignación AE-0124- Llave, la cual tiene una superficie de mil 790 kilómetros cuadrados y se ubica en la provincia petrolera cuenca de Veracruz, aproximadamente a 23 kilómetros al sur del puerto de Veracruz, abarcando parte de los municipios de Manlio Fabio Altamirano, Jamapa, Medellín de Bravo, Tlalixcoyan, Ignacio de la Llave, Soledad de Doblado, Cotaxtla y Tierra Blanca.

El objetivo geológico se ubica en el cretácico medio, en el intervalo 6,328–7,667 metros verticales. El pozo tendrá una trayectoria direccional vertical, programada para alcanzar la profundidad total de 7,667 metros verticales.

El hidrocarburo esperado es gas y condensado de 41 grados API.

Los Recursos prospectivos, a la media con riesgo, se estiman en 77 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

La probabilidad de éxito geológico es del 32%.

Los programas de perforación y terminación del pozo contemplan en total 187 días: 141 días para la Perforación (del 5 de agosto al 24 de diciembre del 2021), y 46 días para la Terminación (del 24 de diciembre del 2021 al 8 de febrero del 2022).

Los costos programados ascienden en total a 42.65 millones de dólares, de los cuales 34.99 millones corresponden a la perforación y 7.66 millones al abandono.

Producción de petróleo de Pemex en junio se incrementó 5.79% en comparación al 2020 y en 0.59% en comparación a mayo.

La producción de crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) aumentó en 5.79% comparación al mes de mayo de 2020 el equivalente a 93 mil barriles más.

Sin embargo, el incremento mensual se debe a que la producción de aceite de la petrolera nacional en junio del año pasado se vio gravemente afectada por el inicio de la pandemia de COVID-19 en el país.

A pesar del resultado obtenido en el sexto mes del año, la empresa productiva del estado se mantiene aún lejos de cumplimiento del nuevo objetivo sexenal planteado por el presidente, Andrés Manuel López Obrador de cerrar el 2024 con 2 millones de barriles.

El ritmo de extracción de aceite de Pemex Exploración y Producción encontró un ligero impulso desde octubre logrando incrementar mensualmente la extracción, sin embargo, sin conseguir los resultados que lo lleven a recuperar los niveles de producción vistos a inicios del 2020.

Frente a la producción del mes inmediato anterior la producción rompió una racha de tres meses consecutivos a la baja, debido principalmente al impulso de los campos prioritarios.

La producción de petróleo con socios durante el mes de junio fue de un millón 698 mil barriles diarios, un 5.79% más que el mes mayo del año pasado cuando se extrajeron un millón 688 mil barriles de crudo diarios. Mientras que la producción sin socios fue de un millón 676 mil de barriles diarios, un 5.74% más que en 2020 y 0.54% menos de lo obtenido el mes anterior.

Pemex acumula en el año un promedio de producción de 1.68 millones de barriles diarios, cifra igual a la registrada el año pasado.

La producción de junio se ubicó muy lejos de la meta de fin de año anunciada por el director de la empresa la cual se fijó en 1.9 millones de barriles diarios durante la ceremonia de la expropiación petrolera.

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+.

México acordó con la OPEP+ no producir más de 1.75 millones de barriles de agosto de 2021 a diciembre del 2022.

La CNH autorizó a Pemex Exploración y Producción modificar el programa de transición vigente del campo Quesqui.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP)  modificar el plan de transición de las asignaciones AE-0045-6M-Agua Dulce-04 y AE-0053-4M-Mezcalapa-03.

El campo «prioritario» Quesqui se encuentra al interior de las dos asignaciones, localizadas en el estado de Tabasco, cuenta con una superficie de 86 kilómetros cuadrados y con 5 pozos perforados.

El motivo de la modificación es solicitar una ampliación de un año más para concluir los trabajos contemplados en el programa de transición original.

Pemex Exploración y Producción argumenta retrasos por problemas en los diseños de los pozos, en los equipos de perforación, así como fallas técnicas en herramientas y afectaciones por la pandemia de COVID-19.

La modificación del programa plantea la perforación de 27 pozos de los cuales 6 ya están en perforación, 28 terminaciones, así como la construcción de 12 ductos y 5 macroperas.

Para realizar estas actividades, la empresa productiva del estado contempla realizar inversiones por mil 027 millones de dólares.

Con estas inversiones el operador espera recuperar 218 mil millones de pies cúbicos de gas natural y 62 millones de barriles de condensados.

La CNH autorizó a Pemex la modificación del programa de evaluación relacionada el descubrimiento Xolotl.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) la modificación del programa de evaluación asociado al descubrimiento Xolotl-1.

El descubrimiento se ubica dentro de la asignación AE-0151-Uchukil, localizada en aguas someras del Golfo de México frente a las costas del estado de Tabasco a 21 kilómetros del puerto de Dos Bocas.

El 28 de julio del año pasado, el regulador aprobó el programa de evaluación del descubrimiento Xolotl, en el cual se planteó inversiones de entre 21 y 63.9 millones de dólares.

La modificación del programa obedece a que el operador propone reubicar y proponer dos trayectorias para la perforación de una venta, una prueba de producción convencional y una PAE en el pozo Xolotl-2DEL.

El objetivo del programa El objetivo del plan es reevaluar la volumetría, confirmar los límites espaciales del yacimiento y generar un plan conceptual de desarrollo a fin de tener los elementos técnicos y económicos necesarios para declarar la comercialidad del campo.

Para ello, Pemex PEP presentó dos escenario en los cuales planea caracterizar y delimitar los yacimientos Ms-1 y Ms-2.

Pemex PEP planea utilizar las instalaciones del campo Xanab tanto para la perforación como para las pruebas de alcance extendido, lo cual permitirá recuperar un pozo productor a un menor costo, por lo que en caso de que se quiera dar continuidad a la producción, se deberá de presentar un plan de transición.

Con la modificación ahora el programa en su escenario base plantea una inversión total de 33 millones de dólares.

Mientras que en el escenario incremental se contempla una inversión total de 60 millones de dólares.

La CNH publicó el reporte de descubrimientos petroleros en el país durante el segundo trimestre del año, alcanzando mil 199 mbpce.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) publicó hoy el informe trimestral de perforación de pozo en México del abril a junio, en el cual se observó un aumento en el número de descubrimientos en comparación a los tres primeros meses del año.

En comparación al año anterior se observa un incremento importante en número de descubrimientos al pasar de 3 a 7 este año.

Así mismo el volumen de hidrocarburos de un año a otro paso de 307 millones de barriles a mil 199 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Mientras que el volumen de gas pasó de mil millones en 2020 a 4 mil millones en 2021.

Durante el segundo trimestre del 2021, se concretaron 5 descubrimientos en asignaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex) y dos en áreas contractuales.

En asignaciones se descubrieron cuatro en cuencas del sureste, de los cuales 2 fueron en aguas someras y dos en tierra.

Se trata de los descubrimientos Coatzin, Niquita, Racemosa y Tupilco.

Mientras que en la Cuenca de Veracruz se descubrieron hidrocarburos en Kuun.

En áreas contractuales de abril a junio se reportó el descubrimiento de Spinini en la Cuenca de Tampico Misantla y de Dieciocho de Marzo en la Cuenca de Burgos.

El regulador reportó que en dos descubrimientos se encontró aceite ligero de 22.3 grados API, mientras que en tres se encontró aceite superligero y en dos gas y condensados.

Aún con la renegociación de la deuda y los acuerdos con más de 150 proveedores se deben más de 51 mil millones de pesos.

Petróleos Mexicanos (Pemex) acumula una deuda con proveedores y contratistas desde el año pasado por 51 mil 646 millones de pesos, de acuerdo con datos de la petrolera.

Durante el 2020, la empresa productiva del estado se vió afectada por el recorte de 40 mil millones de pesos, debido a las afectaciones por la pandemia de COVID-19.

A mediados del año pasado, la subsidiaria Pemex Exploración y Producción (PEP) renegoció contratos, tarifas y fechas de pago.

En marzo de este año, la petrolera nacional y la Asociación de Empresa de Servicios Petroleros AC (AMESPAC) acordaron que se harían públicos los reportes de adeudos a las empresas.

Además, Pemex se comprometió a que a partir de Febrero se comenzaría a liquidar los adeudos.

De acuerdo con la lista publicada por Pemex, las obligaciones de pago de Pemex que ya cuentan con factura es de 46 mil 082 millones de pesos.

Mientras que los trabajos pendientes de recibir facturas en el sistema suman 5 mil 564 millones de pesos.

Entre las empresas afectadas destacan Samson Control, Rockwell, Siemens, Halliburton, Cotemar, Praxair y Química Apollo.

Al 30 de junio de 2021, la empresa productiva del estado había pagado 397 mil 176 millones de pesos a proveedores y contratistas por trabajos realizados desde el 2019.

La CNH autorizó a Pemex PEP modificar la autorización para perforar el pozo exploratorio en aguas someras Saap-1EXP.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) modificar la autorización para la perforación de pozo exploratorio en aguas someras Saap-1EXP.

La perforación del pozo se realizará dentro de la asignación AE-0152-Uchukil ubicado frente al estado de Tabasco con tirante de agua de 150 metros, dentro de la provincia petrolera de la Cuenca del Istmo.

La modificación obedece a que nueva información en la perforación del prospecto, lo que obligó a Pemex PEP a modificar el diseño del pozo para incluir una ventana.

El prospecto se perfora cerca de la frontera del contrato CNH-R01-L01-A7/2015 de Talos Energy donde se ubica el yacimiento Zama. El área técnica del regulador aclaró que el horizonte de perforación es más somero y no pertenece al programa de unificación del yacimiento.

En el pozo Saap-1EXP el operador busca alcanzar el objetivo geológico del Pleistoceno 2 donde esperan encontrar recursos prospectivos contingentes en la ventana por 2.3 a 2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con un éxito geológico de 52%.

En el, Pemex espera encontrar aceite ligero de 28 a 33 grados API.

Para ello, se pretende perforar un pozo tipo “J” a una profundidad total programada de entre 2 mil 078 a 2 mil 893 metros verticales, para el cual se utilizará la plataforma PSS Blackford Dolphin.

El costo total de la perforación es de 76.7 millones de dólares, de los cuales 46.2 millones serán utilizados en la perforación del pozo, 17.3 en la ventana y 13.3 millones dólares en actividades de abandono.

La perforación tomará 40 días, inició el 13 de julio del 2020  y concluyendo el 22 de agosto del 2021.

La CNH autorizó a Pemex Exploración y Producción para perforar el pozo exploratorio en aguas someras Tlense-1EXP.

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

El pozo está considerado en el escenario base de la modificación del plan de exploración, aprobado por la CNH el 8 de JUNIO de 2021 de la asignación AE-0144-M-Comalcalco.

Los objetivos geológicos se ubican en el Plioceno Inferior (Ventana, con intervalo en los 2,820-2,870 metros verticales), en el Plioceno Medio (Principal, con intervalo en los 2,830-2,910 metros verticales), y en el Mioceno Medio (Principal, con intervalo en los 3,780-4,280 metros verticales).

El prospecto tendrá una trayectoria direccional tipo “J”, mas la ventana programada para alcanzar una profundidad total de 4,380 mv/4,509 md; y 2,931 mv/2,999 md, en ventana.

El Hidrocarburo esperado es aceite mediano de 25 a 27.5 grados API.

Los recursos prospectivos estimados por el operador ascienden a 14.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en principal y de 3.6 millones de barriles en la ventana con una probabilidad de éxito geológico respectivamente del 50% y 40%.

Los programas de perforación, terminación y ventana del pozo contemplan en total 118 días: 68 para la perforación (del 18 de julio al 24 de septiembre del 2021), 19 días para la terminación (del 25 de septiembre al 14 de octubre del 2021), y 31 días para la Ventana (del 15 de octubre al 15 de noviembre del 2021).

Los costos programados ascienden en total a 53.4 millones de dólares: de los cuales 33.6 millones se utilizarán para la perforación, 10.3 millones para el terminación y 9.5 millones para la ventana.

La producción nacional aumentó en 2.50% frente al 2020 y 0.71% en comparación al mes marzo de 2021.

La producción nacional de petróleo aumentó 2.50% en mayo en comparación al 2020, para ubicarse en 1.68 millones de barriles diarios

Sin embargo, la comparación contra 2020 se realiza cuando la pandemia de COVID-19 se tradujo en la menor actividad petrolera en 40 años.

Un menor ritmo de extracción de Petróleos Mexicanos (Pemex), provocó una disminución frente al mes inmediato anterior.

En comparación al mes inmediato anterior la extracción de crudo en el país se redujo en 0.71%, acumulando dos meses a la baja.

La producción de Pemex pasó de un millón 559 en abril a un millón 540 barriles por día en mayo.

Mientras que los privados aumentó su producción de 62 a 66 mil barriles por día en el quinto mes del año.

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 desde el mes de mayo del 2020 y se encuentra niveles por debajo a los vistos en enero del 2019 cuando entró la nueva administración.

Durante el quinto mes del año la producción de hidrocarburos de las rondas alcanzó un promedio de 66 mil barriles diarios, 4 mil barriles más a los registrados en abril principalmente por el incremento en la producción de las migraciones y en las asociaciones. En el mes de mayo, la producción de los privados alcanzó los 143 mil barriles diarios, 6 mil barriles más que el mes anterior.

La producción de privados durante el mes de mayo estuvo distribuida por 30 mil barriles producto de las rondas, 26 mil barriles de migraciones y 10 mil barriles de asociaciones (farmouts).

Por otra parte, las asignaciones de la empresa productiva del estado extrajeron un millón 549 mil barriles diarios, 19 mil barriles menos que el mes anterior, mientras que sus migraciones 77 mil barriles, para sumar un total de 1.61 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 52% de los campos Maloob, Zaap, Ayatsil, Xanab y Ku.

Por otra parte, la producción de gas alcanzó los 3 mil 843 millones de pies cúbicos diarios de gas frente a los 3 mil 740 millones registrados en abril del 2020, lo que representa un incremento del 2.75%.

En comparación al mes de enero la extracción nacional de gas se aumentó en 1.91%.

De acuerdo con la información publicada por el regulador, durante el segundo mes del 2021, el 95% de la producción de gas natural del país proviene de Pemex y el 6% de otros operadores.