aguas someras

09/132019

Autoriza CNH a Total modificar plan de exploración en bloque de aguas someras

Hidrocarburos, Últimas Noticias aguas someras, CNH, exploración, Total

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Total Exploración y Producción la modificación al plan de exploración del bloque de aguas someras A15, en el cual invertirán millones de dólares.

El bloque se encuentra ubicado frente al litoral del estado de Campeche en la provincia petrolera de Cuencas del Sureste.

El objetivo del plan es llevar a cabo estudios geológicos adicionales a los aprobados en el plan de exploración vigente, con el objetivo de analizar los datos sísmicos reprocesados para identificar la presencia de prospectos petroleros en el bloque.

Para ello, Total propone siete estudios exploratorios en el transcurso de tres años, en los cuales invertirán 22.3 millones de dólares.

De los cuales se invertirán 7.8 millones en 2019, 7.6 millones en 2020 y 6.8 millones en 2021.

08/122019

Hokchi Energy invertirá 31 mdd en la perforación del pozo exploratorio Tolteca-1EXP

Hidrocarburos, Últimas Noticias aguas someras, CNH, Hokchi Energy, inversión

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), autorizó a Hokchi Energy la perforación del pozo en aguas someras Tolteca-1EXP, en el cual el operador invertirá 31 millones de dólares.

El pozo se perforará dentro del bloque CS15, el cual fue obtenido por la empresa durante la primera licitación de la ronda tres. El área contractual se encuentra en aguas someras del Golfo de México a 4.8 kilómetros del puerto de Coatzacoalcos, Veracruz.

El pozo tiene como objetivo alcanzar los recursos en el Plioceno inferior y Mioceno medio en rangos que van de los 829 a 1,740 metros verticales, donde el operador espera encontrar aceite ligero a medio de 22 a 34 grados API.

El recurso prospectivo por alcanzar es de 32.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico del 15%.

Para ello, Hokchi Energy plantea la perforación de un pozo con trayectoria S con una profundidad programada de 1,843 a 2,600 metros verticales.

Los trabajos de perforación arrancarán el 31 de agosto y concluirán el 18 de octubre de este año.

La inversión total por realizar por el operador es de 31 millones 987 mil 920 pesos.

06/262019

BP invertirá 97 mdd en trabajos exploratorios en aguas someras mexicanas

Hidrocarburos, Últimas Noticias aguas someras, BP, CNH

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a la petrolera inglesa BP, el plan de exploración y programa de trabajo para el bloque G-CS-03, en el cual se invertirán 97 millones de dólares.

El bloque obtenido durante la primera licitación de la ronda tres se encuentra ubicado en aguas someras del Golfo de México frente a la costa de Ciudad de Carmen en la provincia petrolera de Cuencas del Sureste.

El plan tiene como objetivo evaluar el potencial petrolero en el área contractual y definir la ubicación para la perforación de un pozo exploratorio.

Entre las actividades exploratorias que propone estudios exploratorios, la adquisición de información y reprocesamiento de información sísmica.

De momento BP no contempla la perforación de pozos, ya que se requiere tener más información geológica para tomar la decisión, sin embargo, en caso de llegar a hacer una perforación se realizaría hasta el segundo trimestre del 2022.

La inversión contemplada en el programa aprobado por el regulador es de 97 millones de dólares, donde el 74% se destinaría a la eventual perforación de un pozo exploratorio.

La inversión de los trabajos exploratorio se contempla que sea de 14.4 millones de dólares.

05/222019

Eni y Lukoil invertirán 142 millones de dólares en bloque de aguas someras

Hidrocarburos, Últimas Noticias aguas someras, CNH, Eni, Lukoil

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó hace unos minutos a las petroleras Eni y Lukoil el plan de exploración, el programa de trabajo y presupuesto para un bloque en aguas someras de la ronda tres, para lo cual invertirá entre 142 y 226 millones de dólares.

El área fue otorgada al consorcio durante la primera licitación de la ronda tres y se encuentra en aguas someras del Golfo de México en la provincia petrolera de la Cuenca del Sureste, a 20 kilómetros de la costa de Veracruz.

El objetivo del plan de exploración aprobado por el regulador es evaluar el potencial petrolero en los plays del Plioceno y Mioceno e identificar prospectos exploratorios adicionales, para lo cual se contempla la perforación de dos prospectos exploratorios llamados Nabté-1 y Nacóm-1.

El operador (Eni) presentó dos escenarios en los cuales se contempla la perforación de los pozos, lo que se cambiaría sería el orden y el objetivo a alcanzar, con la posible perforación de un pozo tercer pozo exploratorio.

Los trabajos de perforación de los dos pozos exploratorios están contemplados para finales del 2020 y mediados del 2021, el orden de perforación dependerá de los estudios geológicos realizados.

Bajo el primer escenario, el consorcio contempla un monto de inversión para la perforación de los pozos es de 102 millones de dólares, en el caso del escenario incremental el presupuesto sube a 170 millones de dólares debido a la perforación del tercer pozo.

12/192018

Pemex va por aguas someras en 2019

Hidrocarburos, Últimas Noticias aguas someras, Pemex, presupuesto 2019

PetróleosMexicanos (Pemex) se concentrará en los activos de aguas someras que ya existen y en la refinación el próximo año, de acuerdo a lo proyectado en el Presupuesto de Egresos del 2019.Para el próximo año, Pemex obtendrá 465 mil millones de pesos en gastos programados, lo que representa un incremento del 14% más que este año, donde el 57% se destinará a actividades de exploración y producción.Durante la presentación del Plan de Producción de la Empresa Productiva del Estado, el director Octavio Romero Oropeza, dijo que espera incrementar la producción de petróleo del país en 50% para el fin del sexenio.Para cumplir la meta, la empresa productiva del estado deberá de concentrarse en las áreas donde tiene más conocimiento e infraestructura, que son las aguas someras.

05/172018

Hockchi Energy invertirá 2 mil 500 millones de dólares en México

Hidrocarburos, Inversiones, Últimas Noticias aguas someras, Cuenca del Sureste, inversiones, Kokchi Energy, México, ronda uno

Hokchi Energy, empresa mexicana dedicada a la exploración y extracción de petróleo y gas y filial de Pan American Energy, informó que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó el Plan de Desarrollo por 2 mil 500 millones de dólares en el campo Hokchi en el Golfo de México. De esta manera, se convierte en el primer operador privado en recibir dicha autorización tras la aprobación de la Reforma Energética.

El Plan de Desarrollo prevé la instalación de dos plataformas, que contemplarán siete pozos productores y siete pozos inyectores, vinculados a una planta de procesamiento onshore. El desarrollo de Hokchi tiene como objetivo producir 147.8 millones de barriles de petróleo y 45.4 billones de pies cúbicos de gas, con un factor de recobro de 37%.

El campo Hokchi cubre una superficie de 40 kilómetros cuadrdos y se encuentra aproximadamente a 30 kilómetros de la costa, bajo un tirante de agua de 30 metros ubicado en la parte marina de la denominada Cuenca Salina del Istmo, en el Golfo de México, frente a las costas del Estado de Tabasco.

Previamente, la compañía llevó a cabo el Plan de Evaluación, cuya ejecución culminó tres meses antes de lo estipulado e incluyó la perforación de cinco pozos, uno más que la propuesta inicial presentada.

Luego de la aprobación de la Reforma Energética, Hokchi Energy se convirtió en la primera empresa privada en realizar trabajos de perforación en aguas someras y en generar los primeros ingresos para el Estado Mexicano provenientes de un contrato de producción compartida en aguas someras del Golfo de México.

Además, cabe destacar que como resultado del primer proceso licitatorio de la Ronda 3 realizado por la CNH en marzo de este año, Pan American Energy resultó ganadora de un contrato de producción compartida para explorar y explotar, si es el caso, en el Área 31, ubicada en aguas someras de la Cuenca del Sureste del Golfo de México, donde también en esta misma Ronda 3.1 Total, en consorcio con BP y Pan American Energy, resultaron ganadores del Área 34, ubicada en la misma Cuenca.

04/232018

Hokchi Energy inicia desarrollo comercial de bloque en aguas someras

Hidrocarburos, Últimas Noticias aguas someras, Hokchi Energy, ronda uno

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó que el campo Hokchi sea declarado comercial al consorcio Hokchi Energy conformado por las empresas, Panamerican Energy y E&P Hidrocarburos.

El área contractual fue obtenida durante la segunda licitación de la ronda uno, se ubica en aguas someras del Golfo de México frente a las costas de Tabasco, a 30 kilómetros del Puerto de Dos Bocas.

El plan aprobado por el órgano de gobierno de la CNH, contempla un pico de producción de 29 mil barriles diarios, hasta llegar a un mínimo de 15 mil barriles en el 2040, mediante una inversión de 50 mil millones de pesos en los próximos 20 años.

De esta forma Hokchi Energy se convirtió en la primera empresa privada en realizar trabajos de desarrollo comercial en un campo desde la expropiación petrolera hace 80 años.

03/282018

Pemex gana 7 bloques en la Ronda 3.1

Hidrocarburos, Últimas Noticias aguas someras, Pemex, ronda tres, Shell, Total

Como parte de su estrategia para diversificar y fortalecer su portafolio exploratorio, Petróleos Mexicanos (Pemex) participó exitosamente en la primera convocatoria de la Ronda 3 de las licitaciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), correspondiente a aguas someras, al adjudicarse un total de siete áreas contractuales, seis de ellas en consorcio y una de manera individual.

A través de la empresa productiva subsidiaria Pemex Exploración y Producción, Petróleos Mexicanos ganó cuatro bloques en las Cuencas del Sureste: dos en consorcio con la francesa Total, uno con la anglo-holandesa Shell y uno de manera individual.

Obtuvo además tres bloques correspondientes a la provincia Tampico-Misantla-Veracruz: dos en asociación con la Compañía Española de Petróleo (CEPSA) y la alemana Deutsche Erdoel AG (DEA) y una más en sociedad con CEPSA.

El director general de Pemex, Carlos Treviño Medina, aseguró que estas adjudicaciones contribuirán al cumplimiento de las metas de incorporación de reservas de la empresa planteadas en su Plan de Negocios 2017-2021, al aprovechar los mecanismos y la flexibilidad que provee la Reforma Energética.

Estos resultados, precisó, permitirán la consolidación de la posición estratégica de Pemex en aguas someras, donde es líder a nivel mundial. De esta forma, se integran capacidades tecnológicas y se comparten riesgos financieros y geológicos con otras petroleras, maximizando así los recursos del país.

Las áreas que obtuvo Petróleos Mexicanos son cercanas a las asignaciones que actualmente posee en el Golfo de México, lo que creará sinergias en las actividades de exploración y eventualmente en su desarrollo, en áreas donde ya existe infraestructura.

Las condiciones geológicas y el tipo de yacimientos esperados en estos bloques, son similares a los que la empresa productiva del Estado ya ha explorado y explotado en dichas zonas.

En la región marina Tampico-Misantla-Veracruz, Pemex ganó, en consorcio con DEA y CEPSA, las áreas contractuales 16 y 17, en tanto el área 18 le fue adjudicada en asociación con CEPSA.

Pemex ya había ganado el bloque 2 de la Cuenca Tampico Misantla de aguas someras, en consorcio con la alemana DEA, empresa con la que también está asociada para desarrollar el campo terrestre Ogarrio en Tabasco a través de un farm out que fue licitado por la CNH.

En cuanto a las Cuencas del Sureste, Petróleos Mexicanos se adjudicó individualmente el área 29, así como las áreas 32 y 33 en sociedad con la francesa Total, y obtuvo el área contractual 35 con Shell, con la que ya está asociada para el desarrollo del área 2 en la zona del Cinturón Perdido en aguas profundas al haber ganado la licitación en la Ronda 2.4 de la CNH.

Treviño Medina afirmó que para Petróleos Mexicanos es particularmente satisfactorio el éxito conseguido en esta Ronda, en la que obtuvo siete de las 16 áreas asignadas por la CNH.

Estos resultados, dijo, le permitirán fortalecer su relación con las empresas Shell y DEA, y consolidar dos nuevas asociaciones con la francesa Total y la española CEPSA, lo que demuestra que Pemex sigue siendo un socio confiable y atractivo para las petroleras líderes a nivel mundial.

03/282018

Contratos de la Ronda 3.1 traerán inversiones por 8.6 mil millones de dólares

Hidrocarburos, Inversiones, Últimas Noticias aguas someras, inversiones, ronda tres, upstream

Durante la primera licitación de la Ronda Tres participaron 18 empresas, agrupadas en 18 licitantes. Como resultado del proceso, se adjudicaron 16 contratos a 12 licitantes. De acuerdo a la Secretaría de Energía (Sener) los resultados confirman el interés que tienen las empresas de gran capacidad y prestigio internacional por invertir en México lo que fortalece y hace más competitivo al sector de los hidrocarburos.

Dado que la modalidad de los contratos licitados es producción compartida, éstos se asignaron con base en las propuestas de participación del Estado en la Utilidad Operativa, compromiso de inversión adicional y en su caso, los montos en efectivo ofrecidos por los participantes.

En promedio, la participación del Estado de las posturas ganadoras fue de 45.8%. Como parte de éstas, los licitantes se comprometieron a realizar 9 pozos adicionales, y al pago de montos en efectivo por un total de 124 millones de dólares.

Adicionalmente, los contratistas tributarán a través de la cuota contractual para la fase exploratoria; una regalía básica; el impuesto por las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, y el impuesto sobre la renta. Considerando estos elementos, el Estado recibirá en promedio 72% del valor de las utilidades de los proyectos.

Los contratos prevén un esquema fiscal progresivo de forma que el Estado percibirá un porcentaje mayor de la utilidad de los proyectos estimada en 78% en caso de que se observe un comportamiento favorable del precio de los hidrocarburos, se presenten eficiencias en costos, o que se descubran volúmenes superiores a los previstos.

Se estima que la inversión total a lo largo de la vigencia de estos contratos podría ascender a 8.6 miles de millones de dólares.

La adjudicación de los Contratos y el fallo de la licitación se formalizarán a más tardar el 2 de abril del presente año, en sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Se espera que la suscripción de los contratos se lleve a cabo dentro de los siguientes 90 días naturales siguientes a la publicación del fallo en el Diario Oficial de la Federación.

Con estos resultados se confirma la confianza que existe en nuestro país como un destino atractivo para la inversión productiva de largo plazo, más allá del actual entorno de incertidumbre que prevalece todavía en el mercado internacional de hidrocarburos.

Los resultados del evento, así como el proceso completo de las licitaciones correspondientes a la Ronda Tres, pueden consultarse en la dirección electrónica //www.rondasmexico.gob.mx.

ANEXO

Síntesis estadística de la licitación de contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos correspondiente a la Primera Convocatoria de la Ronda Tres

# de área	Total de propuestas recibidas	Propuesta ganadora				Inversión comprometida (millones de dólares)^1/	Inversión esperada total (millones de dólares)	Producción máxima esperada (miles de bpced^2/)	Participación total del Estado en las utilidades
		Licitante	Participación del Estado (%)	Compromiso de inversión adicional
		Licitante	Participación del Estado (%)	Pozos (0, 1, y 2)	Monto en efectivo (millones de dólares)
Burgos
5	2	Repsol Exploración México	56.3	0	0.0	2.3	451.6	13.1	79.5%
11	1	Premier Oil Exploration And Production Mexico	29.4	0	0.0	1.2	451.6	13.1	64.1%
12	1	Repsol Exploración México	48.2	0	0.0	2.3	793.4	23.2	75.0%
13	1	Premier Oil Exploration And Production Mexico	34.7	0	0.0	1.2	451.6	13.1	67.2%
Promedio	1		42.2	0	0.0	1.7	537.0		71.5%
Sub total	5			0	0.0	7.0	2,148.1
Tampico-Misantla-Veracruz
15	1	Capricorn Energy Limited, y Citla Energy E&P	27.9	0	0.0	2.7	568.7	14.6	62.5%
16	1	Pemex Exploración y Producción, Deutsche Erdoel México, y Compañía Española De Petróleos	24.2	0	0.0	2.2	568.7	14.6	60.5%
17	1	Pemex Exploración y Producción, Deutsche Erdoel México, y Compañía Española De Petróleos	35.5	0	0.0	2.4	568.7	14.6	66.8%
18	1	Pemex Exploración y Producción, y Compañía Española De Petróleos	40.5	0	0.0	2.3	568.7	14.6	69.7%
Promedio	1		32.0	0	0.0	2.4	568.7		64.9%
Sub total	4			0	0.0	9.7	2,275.0
Cuencas del Sureste
28	5	Eni México, y Lukoil Upstream México	65.0	2	59.8	93.5	540.6	22.2	84.2%
29	4	Pemex Exploración y Producción	65.0	2	13.1	92.6	540.6	22.2	81.5%
30	7	Deutsche Erdoel México, Premier Oil Exploration And Production Mexico, y Sapura Exploration and Production Sdn. Bhd.	65.0	2	51.1	92.8	540.6	22.2	83.7%
31	3	Pan American Energy LLC	65.0	1	0.0	46.4	473.7	20.3	80.8%
32	2	Total E&P México, y Pemex Exploración y Producción	40.5	0	0.0	2.9	473.7	20.3	67.1%
33	2	Total E&P México, y Pemex Exploración y Producción	50.5	1	0.0	47.3	540.6	22.2	72.7%
34	2	Total E&P México, Bp Exploration Mexico, y Pan American Energy LLC	50.5	1	0.0	47.7	552.6	6.4	74.7%
35	2	Shell Exploración y Extracción de México, y Pemex Exploración y Producción	34.9	0	0.0	2.3	540.6	22.2	63.9%
Promedio	3		54.5	1	41.3	53.2	525.4		76.1%
Sub total	27			9	124.0	425.5	4,203.1
Gran total
Promedio	2		45.8	1	7.8	27.6	539.1		72.1%
Total	36			9	124.0	442.2	8,626.1

1/ Considera el programa mínimo establecido por la CNH y el compromiso de inversión adicional.

2/ bpced: barriles de petróleo crudo equivalente diarios.

03/152018

Identifican 22 campos de crudo pesado en Cuencas del Sureste

Hidrocarburos, Últimas Noticias aguas someras, CNH, crudo pesado

La Comisión Nacional de Hidrocarburos, informó que, en Cuencas del Sureste se identifican 22 campos de crudo pesado descubiertos que no han sido desarrollados.

De éstos, 14 son campos que el estado mexicano tienen pendientes de licitar. Los más importantes son: Pit, Kayab, Kastelán, Alak y Kach.

Los campos considerados son: Alak, Baksha, Chapabil, Kach, Kastelán, Kayab, Mene, Nab, Numan, Pit, Pohp, Toloc, Tson, y Zazil-Ha. De éstos, sólo 10 campos tienen reservas 2P de aceite, mientras que los 4 restantes cuentan con reservas 3P.

Las reservas 2P de estos 14 campos ascienden a 796 millones de barriles de crudo de 10° API, en promedio; se estima que en conjunto podrían producir 186 mil barriles diarios de petróleo en 5 años.

Producción presentada en el escenario de reservas 2P de crudo, al 1 de enero de 2017. La estimación considera la producción máxima alcanzable en un periodo de 5 años a partir del inicio de producción de cada campo.

Por otro lado, se identifican 8 campos de crudo pesado de Pemex, que no se encuentran en producción, entre ellos: Ayín, Batsil, Utsil y Tekel.

Las reservas 2P de estos 8 campos ascienden a 627 millones de barriles de crudo pesado de 14° API, en promedio; se estima que en conjunto podrían producir 145 mil barriles diarios en 5 años.