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CNH y BOEM firman acuerdo para cooperar en exploración y producción energética en el Golfo de México, promoviendo intercambio de información y mejores prácticas.

 

El Comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Agustín Díaz Lastra, y Timothy McCune, Director de la Oficina de Política Estratégica y Asuntos Internacionales del BOEM, firmaron un Memorando de Entendimiento para fortalecer la cooperación en recursos energéticos en altamar. Este acuerdo promueve la colaboración en actividades de exploración, desarrollo y producción de energía en el Golfo de México. La Directora General del BOEM, Elizabeth Klein, también participó remotamente desde Washington D.C.

 

La ceremonia de firma contó con la presencia de los Comisionados de la CNH: Salvador Ortuño Arzate, José Alfonso Pascual Solorzano Fraga y Baldemar Hernández Márquez, así como James Kendall, Director de la región del Golfo de México del BOEM, y sus respectivos equipos. Este Memorando establece las bases para intercambiar información, experiencias, mejores prácticas e iniciativas políticas relacionadas con la regulación y desarrollo de hidrocarburos en altamar. Las actividades incluyen intercambios de información, visitas de funcionarios, seminarios, talleres y reuniones conjuntas.

 

Agustín Díaz Lastra destacó la importancia de la cooperación internacional en la energía en altamar y mencionó temas de interés como la regulación de planes de desarrollo, supervisión en exploración, recursos prospectivos, proyectos en aguas profundas, mejora regulatoria y contenido nacional. Este esfuerzo se originó en la reunión de Agencias Reguladoras y Ministerios en materia energética del 21 de marzo de 2023, donde se estableció un diálogo fructífero entre ambas instituciones.

 

Elizabeth Klein, Directora del BOEM, resaltó la importancia de formalizar la cooperación bilateral con la CNH mediante este Memorando. Subrayó que el Golfo de México es un ecosistema compartido y una cuenca energética madura, lo que hace esencial una colaboración responsable en la gestión de sus recursos. Klein enfatizó que este acuerdo formaliza el compromiso de fortalecer la relación entre ambos gobiernos, aumentando la cooperación y colaboración en la gestión de recursos energéticos del Golfo de México.

 

El BOEM, encargado de administrar el desarrollo de recursos energéticos y minerales de la plataforma continental exterior de los Estados Unidos, desarrolla el Programa Nacional de Arrendamiento de Petróleo y Gas, que establece un cronograma de cinco años para arrendamientos en aguas federales. Este programa incluye el tamaño, cantidad y ubicación de las actividades de arrendamiento con la mayor precisión posible.

 

La CNH, por su parte, continúa su compromiso de establecer y expandir canales de comunicación nacionales e internacionales, fomentando la colaboración entre agencias gubernamentales para maximizar el valor de los hidrocarburos en beneficio de México.

La CNH autoriza a Pantera Exploración y Producción perforar el pozo Dieciocho de Marzo-35DEL y modifica lineamientos para brindar claridad y certeza jurídica en perforaciones.

 

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pantera Exploración y Producción 2.2, la perforación del pozo delimitador terrestre Dieciocho de Marzo-35DEL.

 

Este pozo forma parte del escenario base de la modificación al programa de evaluación, tras el descubrimiento del pozo Dieciocho de Marzo-36DEL. Ubicado en la porción sur del área contractual, a 12 metros al noroeste del pozo anterior, tiene como objetivo delimitar y evaluar los yacimientos en la formación Anáhuac del Mioceno.

 

El pozo Dieciocho de Marzo-35DEL se perforará con una trayectoria direccional tipo “J” y alcanzará una profundidad total de 2,033 mvbmr / 2,365 mdbmr.

 

Se espera encontrar gas húmedo, con recursos contingentes medios con riesgo de 0.8 MMbpce y una probabilidad de éxito geológico del 74%.

 

La perforación y terminación del pozo están programadas para un total de 35 días: 20 días para perforación (del 15 de julio al 03 de agosto de 2024) y 15 días para terminación (del 03 al 19 de agosto de 2024).

 

El costo total estimado es de 3.3 millones de dólares, con 2.07 millones destinados a la perforación y 0.6 millones a la terminación.

 

Además, el Órgano de Gobierno de la CNH acordó modificar y adicionar diversas disposiciones de los Lineamientos de Pozos para otorgar certeza jurídica y claridad sobre las autorizaciones de perforación. Las modificaciones incluyen:

 

1. Operadores deben tener un plan o programa aprobado por la Comisión para la perforación de pozos.

2. Perforaciones con fines exploratorios, reentradas o profundizaciones deben estar en el plan correspondiente.

3. Pozos de desarrollo pueden ser perforados o reentrados si apoyan la estrategia de desarrollo y extracción.

 

Estas modificaciones buscan asegurar el cumplimiento de las obligaciones de los operadores petroleros y promover las actividades de exploración y extracción, alineándose con el Acuerdo CNH.E.20.13/2023 y los Lineamientos de Planes de Exploración y Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

La CNH inició el procedimiento de terminación anticipada por devolución y renuncia de partes del área contractual en aguas profundas.

La petrolera norteamericana Murphy Sur solicitó a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) que inicie el procedimiento de terminación anticipada por devolución y renuncia de partes de un bloque petrolero en aguas profundas, asignado en rondas realizadas en el sexenio pasado.Se trata del Contrato CNH-R01-L04-A5.CS/2016 en la modalidad de Licencia. Es un área contractual en aguas profundas, con una superficie total aproximada de 2,573.17 kilómetros cuadrados, ubicada frente al litoral de Tabasco, 120 kilómetros costa afuera.Murphy Sur, operadora del contrato con socios PC Carigali y Sierra Offshore Exploration, se suma a otras empresas que han renunciado o devuelto parcial o totalmente áreas contractuales en fase de exploración debido a la falta de viabilidad comercial o decisiones comerciales estratégicas.La CNH ha dado instrucciones para iniciar el procedimiento de terminación anticipada por devolución de una parte del área contractual y la renuncia a otras dos partes asociadas al contrato.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Secretaría para el Desarrollo Energético (SEDENER) del estado de Tabasco firman Convenio de Colaboración.

 

Con la presencia del Gobernador de Tabasco, Carlos Manuel Merino Campos, como testigo de honor, se firmó el “Convenio General de Colaboración” suscrito por Agustín Díaz Lastra Comisionado Presidente de la CNH, y María Luisa Somellera Corrales, Secretaria para el Desarrollo Energético del estado de Tabasco.

 

El Convenio, que tendrá una vigencia de cuatro años, tiene por objeto impulsar las actividades de vinculación, el apoyo para el intercambio de información, y la consolidación de la oferta empresarial estatal relacionada con las actividades de Exploración y Extracción del sector hidrocarburos en la entidad.

 

Con la firma de este Convenio, la CNH y la SEDENER se comprometen a trabajar de manera conjunta en el desarrollo del Contenido Nacional, tomando en consideración las necesidades futuras de servicios relacionados con la cadena de valor de la industria petrolera. Asimismo, realizarán reuniones de trabajo, foros informativos y talleres técnicos que promuevan el intercambio de conocimientos entre ambas instituciones, estableciendo, con ello, las bases de coordinación y organización, asesoría y colaboración para fortalecer el crecimiento y desarrollo del estado de Tabasco.

 

De igual forma, se propone llevar a cabo una mayor vinculación entre las instituciones educativas de nivel superior y los operadores petroleros, para fomentar, mediante mecanismos de transferencia de tecnología, el equipamiento necesario para desarrollar las habilidades y capacidades de los futuros profesionales que serán clave en el sector petrolero de nuestro país.

 

El Comisionado Presidente de la CNH, Agustín Díaz Lastra, destacó la firma de este Convenio y expresó que es el segundo que se firma con una entidad federativa –el primero fue con Campeche–, por lo que reiteró la voluntad de la CNH para continuar firmando convenios de la misma naturaleza con Veracruz y Tamaulipas, más adelante. Destacó, por una parte, el compromiso para sumarse a los esfuerzos de los prestadores de servicios y de proveduría de la industria petrolera en la entidad, y para colaborar con el gobierno del estado, con las universidades locales y otras instituciones para aportar al desarrollo del sector hidrocarburos, por la otra.

 

Por otra parte, en el marco de la firma del Convenio, signado en las instalaciones de la Universidad Politécnica del Centro, la Rectora de esta institución, Natalia Arévalo Jáquez, y el Director de Lukoil Upstream México, Oleg Schurubor, inauguraron un Laboratorio especializado en geofísica petrolera con 20 estaciones de trabajo, herramientas y tecnologías de punta necesarias para formar a los futuros profesionistas de la región sursureste, con una inversión de la empresa, por 3.7 millones de pesos para el equipamiento del Laboratorio.

 

El Gobernador Carlos Manuel Merino Campos, destacó la firma del Convenio CNH SEDENER y celebró la inauguración de las instalaciones del Laboratorio. Al respecto, destacó que Tabasco cuenta con los recursos humanos especializados y con cultura energética, lo cual es un privilegio, dijo el mandatario estatal. Asimismo, agradeció y felicitó a todos los participantes en este proyecto, particularmente a la Universidad Politécnica del Centro, por su visión estratégica en beneficio de la juventud tabasqueña, y porque este será un espacio de excelencia académica, científica y tecnológica que generará beneficios para el sector energético, para la universidad y para la sociedad, en general.

La CNH presentó el reporte de recursos contingentes de México para este año.

 

Los recursos contingentes (conocidos como 3C) se situaron en 6.3 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmmbpce) para septiembre de 2023, lo que representa una disminución del 27.6% con respecto a la estimación del año anterior, que alcanzaba los 8.7 mmmbpce.

 

Esta reducción se debió a la reclasificación del volumen de dichos recursos relacionados con 22 campos como reservas posibles, o 3P, según informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

 

«Para 2023, el volumen de Recursos Contingentes 3C se redujo en casi una tercera parte en comparación con 2022. Esto se debió a que el 72 por ciento del volumen de Recursos Contingentes 3C asociado con 22 campos fue reclasificado como Reservas 3P», explicó la CNH.

 

En su informe presentado durante la 15ª sesión extraordinaria del órgano de gobierno de la CNH, se menciona que el país cuenta con 237 campos con recursos contingentes, con un volumen 3C de 6 mil 341 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce).

 

El 61% de estos recursos se encuentra en asignaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex), el 35% en contratos privados, y el 4% restante no está asignado.

 

El informe detalla que se llevaron a cabo 41 perforaciones de prospectos exploratorios en 2022, con una estimación de Recursos Prospectivos que totalizó 2 mil 367 mmbpce. A raíz de estas perforaciones, se lograron 22 descubrimientos con un volumen total de 443 mmbpce, de los cuales, 359 millones se incorporaron directamente como Reservas 3P en 2023, y 84 millones se clasificaron como Recursos Contingentes.

 

En cuanto a la producción de los 22 campos reclasificados, la CNH señala que los 2 mil 406 mmbpce considerados como Recursos Contingentes fueron reclasificados como Reservas. En 2023, se incorporó un volumen de 1 mil 734 mmbpce de Reservas 3P a partir de los Recursos Contingentes.

 

La CNH también explicó que, en términos de balance para 2023, el 9.1% de las reservas de hidrocarburos 3P, con un volumen de 2 mil 93 mmbpce, se incorporaron a partir de nuevos descubrimientos, lo que equivale al 1.6 por ciento, y por la reclasificación de Recursos Contingentes a Reservas, que representó el 7.5% de las reservas 3P, equivalente a la reincorporación de reservas por el doble de la producción total registrada en 2022.

Los ingresos al Estado Mexicano por actividades de exploración y producción en junio de 2023 sumaron mil 454 millones de dólares.

 

Al 31 de junio de 2023, los ingresos al Estado Mexicano mediante el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP) por actividades de exploración y producción de hidrocarburos alcanzaron los 189 mil 999 millones de dólares, informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

 

Durante el sexto mes del año, ingresaron al estado al FMP mil 696 millones de dólares, derivado de las contraprestaciones por las actividades de exploración y producción que se realizaron en el país.

 

La cifra es menor frente a lo registrado en mayo, pese a una mayor actividad en los contratos de las rondas de licitación.

 

El aumento en la actividad petrolera a partir del tercer trimestre del 2021 en los contratos y asignaciones impulsaron los ingresos del estado mexicano, sin embargo, desde mayo del 2022 han experimentado una desaceleración frente a los ingresos reportados en meses anteriores, debido a la baja en la inversión debido a la falta de nuevas licitaciones.

 

De acuerdo con la información publicada por el regulador, en junio las asignaciones de Pemex Exploración y Producción otorgaron al país ingresos por mil 454 millones de dólares, el 88% de los ingresos totales, pero sumando 13 meses a la baja en comparación al mes anterior.

 

Mientras que las contraprestaciones que pagan los contratos de las rondas aumentaron de un mes al otro, al pasar de 198 millones de dólares en mayo a 206 millones en junio.

 

De 2015 a la fecha, el Estado Mexicano ha recibido 189 mil 99 millones de dólares, de los cuales 179 mil 082 millones pertenecen a las asignaciones, mientras que los contratos han generado ingresos por 8 mil 427 millones y 860 millones por bonos a la firma de los contratos.

 

El 82% de los ingresos al estado de las asignaciones de Pemex, son por el Derecho de Utilidad Compartida (DUC), 17% por el Derecho de extracción de hidrocarburos y 0.3% por el Derecho de exploración de hidrocarburos.

 

En los contratos, el 75% pertenecen a ingresos netos de comercialización, el 10% del bono a la firma o por empate, 7% por el concepto de regalía adicional, 5% de cuota contractual para la fase exploratoria y 2% de regalía base.

 

Mientras que el impuesto de exploración y extracción de hidrocarburos recabó 36 millones de dólares en mayo para acumular un total de 2 mil 489 millones de 2015 a la fecha.

La producción nacional de petróleo aumentó en 2.09% en el mes de julio por el incendio en Nohoch.

 

La producción nacional de petróleo aumentó en 8.75% u 134 mil barriles diarios durante el mes de agosto frente al mes inmediato anterior, de acuerdo con el reporte mensual de extracción de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

 

La producción de petróleo de Pemex se recuperó parcialmente tras el incendio registrado en la plataforma Nohoch en los primeros días de julio.

 

De acuerdo con los datos del regulador, la producción de crudo en julio de la empresa productiva del estado se ubicó en un millón 557 mil barriles por día en promedio.

 

Desde que inicio el 2023, el regulador suma la producción de aceite y condensados para presentar la producción de hidrocarburos líquidos, en sintonía con los reportes de Petróleos Mexicanos (Pemex).

 

La empresa productiva del estado ha tenido que sumar los condensados extraídos de los campos Tupilco, Quesqui e Ixachi para aumentar el volumen de la producción de hidrocarburos, luego de la caída en el volumen extraído de petróleo crudo.

 

La producción de condensados de Pemex se ubicó en 277 mil barriles diarios, 11 mil barriles menos frente a lo registrado en julio y sumando tres meses a la baja.

 

Sumando los condensados, la producción en el octavo mes del 2023 paso de un millón 830 mil en enero a un millón 834 mil barriles, un aumento de apenas 0.22%.

 

Del total de la producción de hidrocarburos líquidos, un millón 834 mil barriles corresponden a la empresa productiva del estado y 109 mil de barriles a las empresas privadas que operan bloques en aguas someras, profundas y terrestres en el territorio nacional.

 

La producción de migraciones se ubicó en 126 mil barriles. Mientras que las de las rondas de licitación alcanzó los 72 mil barriles diarios y los farmouts 10 mil barriles por día.

 

De acuerdo con la CNH, el 52% de la producción de aceite del país, el equivalente a un millón, 018 mil barriles, proviene de 7 campos, todos ellos de Pemex.

 

Los campos con mayor producción en el país son Maloob, Zaap, Quesqui, Tupilco Profundo, Ayatsil, Balam y Xanab.

 

Destaca que Quesqui y Tupilco Profundo ya son el tercer y cuarto campo con mayor producción de líquidos cuando se tratan de dos campos productores de gas, lo que evidencia el declive en la producción de petróleo en los campos marinos de la empresa productiva del estado.

 

Por otra parte, la producción nacional de gas, aumentó en el séptimo mes del año, en comparación al mes de junio, para ubicarse en 4 mil 573 millones de pies cúbicos diarios.

La CNH autorizó a Fieldwood Energy a realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio luz verde a la autorización presentada por Fieldwood Energy E&P México, para realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial en la modalidad que incluye la adquisición de datos de campo.

 

Se trata del proyecto denominado “Estudio Geofísico, Geotécnico y Riesgos Someros, área Pokoch e Ichalkil” para realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial en la modalidad que incluye la adquisición de datos de campo, con una duración 70 días el total del proyecto. La superficie objeto del proyecto es de 15.86 kilómetros cuadrados en aguas someras del Golfo de México, en la provincia Cuencas del Sureste.

 

El objetivo del proyecto es la adquisición de datos Geofísicos y Geotécnicos que permitan identificar, caracterizar y evaluar riesgos geológicos en el fondo marino (distribución del gas somero), para confirmar, o en su caso modificar, la posible posición geográfica de tuberías para el corredor Pokoch-Ichalkil Litoral. Dichos estudios permitirán caracterizar el fondo marino para diseñar las instalaciones de producción para los Campos Pokoch e Ichalkil.

 

El desarrollo del proyecto permitirá lograr los objetivos de diseño y construcción para instalaciones, basado en la tecnología de adquisición de campo que integra datos geofísicos y datos geotécnicos para minimizar los riesgos en la instalación de ductos sobre un corredor que conecta los Campos Pokoch e Ichalkil con el Complejo Litoral.

 

Derivado del análisis presentado, el Órgano de Gobierno se pronunció en sentido favorable con respecto a la autorización del “Estudio Geofísico, Geotécnico y Riesgos Someros, Área Pokoch e Ichalkil”, toda vez que contribuye con el desarrollo de estos Campos, lo que a su vez se refleja con la producción de hidrocarburos.