CNH
01/152021
La CNH aprobó a Pemex PEP la modificación del plan de desarrollo del Campo Sunuapa en la cual se invertirán 132 millones de dólares.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) la modificación al plan de desarrollo de la asignación A-0317-M-Campo Sunuapa.
La asignación terrestre se encuentra en el estado de Tabasco a 60 kilómetros de la ciudad de Villahermosa, cuenta con una superficie de 211 kilómetros cuadrados y cuenta con 37 pozos perforados, en los cuales se produce aceite de 37 grados API.
La modificación obedece a una variación en el número de pozos a perforar, modificar el programa de aprovechamiento de gas natural y una variación mayor del 30% en el volumen de hidrocarburos a producir a la baja debido al comportamiento de los yacimientos de los bloques II y IV.
Con la modificación plantea 4 pozos a perforar y terminar, 7 reparaciones mayores y 224 menores, así como la construcción de 2 ductos, 27 taponamientos y adecuación de infraestructura.
Con estas acciones, Pemex PEP busca recuperar 5.84 millones de barriles de petróleo y 32.95 mil millones de pies cúbicos de gas con una inversión de 132.65 millones de dólares.
El costo total de 2021 a 2037 es de 292.98 millones de dólares, de los cuales 132.65 son inversiones, 158.03 millones en gastos de operación y 2.30 millones en otros egresos.
10/222020
La CNH informó que de julio a septiembre se recibieron 33 avisos de perforación de pozos.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos presentó el informe trimestral sobre avisos de perforación de pozos de extracción correspondiente al tercer trimestre del 2020.
Del mes de julio a septiembre de este año, se presentaron ante el órgano regulador 33 avisos de perforación.
De los cuales 16 pertenecen a campos terrestres y 17 marinos; 30 avisos correspondieron a Pemex Exploración y Producción, 2 a Servicios Múltiples de Burgos (Tecpetrol) y 1 a Petrofac.
En el tercer trimestre, los ingresos por aprovechamientos por avisos de pozos sumaron un total de 4.6 millones de pesos, que significan poco más del 25% de los ingresos por aprovechamientos en lo que va del 2020.
La producción programada en el periodo fue de 72.4 mil barriles de aceite y 71.3 millones de pies cúbicos de gas.
El 48 % de la producción en el periodo se llevó a cabo en pozos terrestres (11.9 Mbpd de aceite y 33.4 MMpcd de gas), y el 52 % de pozos marinos (60.5 Mbpd de aceite y 37.9 MMpcd de gas).
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10/192020
La CNH propuso cambios a los lineamientos de licitaciones de contratos en los cuales se le busca dar a Pemex más participación en el proceso de selección de sus socios.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) propuso modificaciones a las disposiciones Administrativas en materia de licitaciones de Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos en lo referente a los procesos de licitación para asociaciones entre privados y Petróleos Mexicanos (Pemex) con el fin de reactivar estos farmouts con mayor participación de la empresa productiva en la selección de sus socios.
Durante la 50 sesión extraordinaria del 2020 del órgano de gobierno de la CNH, se expusieron estas modificaciones.
Los principales cambios consisten en contar con previsiones adicionales sobre los procesos de contratación de las empresas del Estado (farmouts); la definición de estructura del comité licitatorio; la definición sobre etapas del proceso de licitación; así como, la revisión general y mejora de sintaxis de las disposiciones mencionadas.
Con estos cambios, ahora Pemex apoyará en la etapa de aclaraciones respecto a la elaboración de un acuerdo de operación conjunta de las áreas a licitar, además se solicitará a la empresa productiva del estado opinión vinculante sobre los procesos de precalificación.
Se modifica también la estructura del comité licitatorio para las licitaciones de bloques de exploración y producción.
Tras su aprobación por el órgano de gobierno el siguiente paso del proceso es el envío del proyecto de modificación de estas disposiciones a la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (COFEMER) de la que se recibirán respuesta y, en su caso, se atenderán sus comentarios. Posteriormente se procedería a su publicación en el Diario Oficial de la Federación.
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09/282020
La producción nacional se incrementó en 1.81% en comparación al mes de julio, cuando alcanzó su peor nivel desde 1979.
La producción nacional de petróleo disminuyó 2.91% en agosto en comparación al 2019, para ubicarse en 1.63 millones de barriles diarios, luego de alcanzar el mes pasado su peor nivel en 41 años.
La última vez que la producción nacional de crudo llegó por debajo de los 1.60 millones de barriles fue en noviembre de 1979, cuando el ritmo de extracción de Pemex se ubicó en 1.615 millones de barriles diarios. En comparación al mes inmediato anterior la extracción de crudo en el país aumentó en 1.81%, debido a un incremento de 28 mil barriles diarios en la producción de Pemex Exploración y Producción.
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 y regresa a niveles por debajo a los vistos en enero del 2019 cuando entró la nueva administración.
Durante el octavo mes del año la producción de hidrocarburos de las rondas alcanzó un promedio de 57 mil barriles diarios, los mismos que en julio.
En el mes de agosto, la producción de los contratos alcanzó los 123 mil barriles diarios, 3 mil barriles menos que el mes de junio, acumula dos meses consecutivos a la baja.
La producción de privados durante el mes de agosto estuvo distribuida por 24 mil barriles producto de las rondas, 21 mil barriles de migraciones y 12 mil barriles de asociaciones (farmouts).
Por otra parte, las asignaciones de Pemex produjeron un millón 511 mil barriles diarios, 32 mil barriles más que el mes anterior, mientras que sus migraciones 66 mil barriles, para sumar un total de 1.57 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 51% de los campos Maloob, Zaap, Ayatsil, Xanab y Ku.
Mientras que la producción de gas alcanzó los 3 mil 910 millones de pies cúbicos diarios de gas, frente a los 3 mil 855 millones alcanzados el mes anterior.
El 94% de la producción de gas natural del país proviene de Pemex y el 6% de otros operadores.
09/182020
Las inversiones realizadas por privados y Pemex en bloques de exploración y extracción de las rondas realizadas en el sexenio anterior suman 5 mil 954 millones de dólares hasta el mes de agosto de 2020.
La inversión realizadas por petroleras a través de los contratos de exploración y extracción en México al mes de agosto del 2020 suman un total de 5 mil 954 millones de dólares, informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
A través del portal del Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH), se observa que el 2019 fue el año con mayor inversión registrada con un total de 2 mil 606 millones de dólares, seguido de lo que llevamos del 2020 con mil 711 millones de dólares.
El 2020, pasó de 648 millones en marzo a mil 711 millones de dólares invertidos en actividades de exploración y extracción de hidrocarburos hasta agosto, superando al 2018 con mil 015 millones de dólares.
La mayoría de la inversiones aplicadas por los operadores en trabajos de exploración, evaluación y desarrollo se centran en los bloques licitados durante la segunda licitación de la ronda, en la migraciones de contratos y los bloque de aguas profundas de la ronda 1.4.
El área que más inversión registra a agosto de este año es EK-Balam, en la cual Pemex ha invertido mil 211 millones de dólares, seguida del área uno de la licitación 1.2 donde Eni ha invertido 963 millones de dólares en Amoca, Miztón y Teocalli.
El tercer lugar en inversión exploratoria aplicada lo tiene Hokchi Energy con 995 millones de dólares, seguido de Hokchi Energy con 640 millones y Fieldwood Energy con 390 millones de dólares en Ichalkil y Pokoch.
09/042020
Las reservas 2P pasaron de 1,747 a 2,302 mmbpce de un año a otro.
Durante la 33a Sesión Extraordinaria de 2020, de su órgano de gobierno la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la resolución que consolida y publica los volúmenes de reservas 1P, 2P y 3P de hidrocarburos del país al 1 de enero de 2020.
De acuerdo con información del órgano regulador, el volumen de reservas certificadas al 01 de enero de 2020 en campos al amparo de los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos ascendió a mil 065 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 1P, 2 mil 302 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 2P y de 2 mil 930 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P.
Al respecto, el volumen de reservas 2P en campos al amparo de contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos presentó un incrementó un 32% respecto a la última certificación, al pasar de 1 mil 747 a 2 mil 302 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Dicho incremento se debió por la reestimación al alza de las reservas del contrato CNH-R01-L02-A4/2015 (campos Ichalkil-Pokoch), así como aquéllas correspondientes a 6 contratos de la Ronda 1 Licitación 3: CNH-R01-L03-A1/2015 (campo Barcodón), CNH-R01-L03-A5/2015 (campo Carretas), CNH-R01-L03-A6/2015 (campo Catedral), CNH-R01-L03-A7/2015 (campo Cuichapa-Poniente), CNH-R01-L03-A18/2015 (campo Peña Blanca) y CNH-R01-L03-A21/2016 (campo San Bernardo); mismos que certificaron por primera vez reservas en el país.
07/172020
La CNH aprobó una serie de medidas que tiene como objetivo promover el desarrollo de actividades de petroleras.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) estableció hoy una serie de medidas con el objetivo de promover el desarrollo de actividades petroleras en el país, para dar certeza jurídica a los operadores para que realicen sus actividades de forma continua conforme a los planes y programas aprobados por la comisión.
Esto debido a que el Consejo de Salubridad General declaró emergencia sanitaria de fuerza mayor por la pandemia, limitando las actividades no prioritarias en el país para controlara la pandemia de COVID-19.
Debido a ello fue necesario suspender los plazos y los términos de los actos y procedimientos sustanciados en la comisión y debido a que se espera mantener la suspensión por más tiempo por el avance de la enfermedad.
Debido a que la pandemia ha comenzado a afectar las actividades petroleras de los operadores, el organismo decidió implementar una serie de acciones para incentivar la actividad en el sector.
La CNH informó que desde que inició la pandemia se han ingresado al regulador 25 notificaciones de caso fortuito o de fuerza mayor.
Por ello, se estableció suspender los períodos de exploración y de evaluación, así como los periodos de desarrollo de los contratos de exploración y extracción vigentes.
Suspender la vigencia de los programas de transición vigentes.
Prestar asesoría técnica a la Secretaría de Energía para para determinar el mecanismo más adecuado para adicionar el período de suspensión de períodos de exploración y evaluación, así como el periodo determinado para el cumplir el compromiso mínimo de trabajo.
Dar por concluido los procedimientos correspondientes a las notificaciones de caso fortuito o de fuerza mayor.
En el caso de los contratos de exploración y extracción de hidrocarburos se reconoce que existe un caso fortuito durante el periodo de suspensión se mantendrán también el carácter suspensivo de los períodos de exploración y de evaluación, así
De esta forma los operadores podrán seguir ejecutando las actividades durante el periodo de suspensión, en los términos de los planes aprobados, por lo que deberán de presentar una actualización del cronograma de ejecución de sus actividades dentro de los 20 días hábiles siguiente a la conclusión del periodo de suspensión.
Los operadores deberán de mantener vigentes las garantías de cumplimiento.
Las medidas aplican para todos los operadores que tengan un programa o plan aprobado vigente.
06/042020
Pemex Exploración y Producción ha cumplido con 14% de su meta de inversión en sus asignaciones para este año.
Pemex Exploración y Producción ha cumplido con 14% de su meta de inversión para sus 282 asignaciones de este año, informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
La empresa productiva del estado tiene como meta para este año realizar inversiones en sus 282 asignaciones por 262 mil 460 millones de pesos de acuerdo con los planes aprobados por el órgano regulador.
Sin embargo, al último día de marzo Pemex había ejercido 37 mil 285 millones de pesos, el equivalente al 14% del meta del 2020.
La petrolera nacional reportó un avance en el inversión en aguas someras de 29 mil 228 millones de pesos, el equivalente al 17% de la meta, mientras que en aguas profundas reportó un avance del 0%, sin haber realizado inversiones hasta el primer trimestre del año.
La falta de inversión en sus asignaciones ha provocado que Pemex tenga un retraso del 23% en la meta de producción de aceite y del 17% en la producción de gas hidrocarburo.
De acuerdo con los planes de desarrollo vigentes para las 282 asignaciones la meta de producción de aceite para este año es de 2.14 millones de barriles diarios y la producción obtenida fue de 1.63 millones de barriles.
05/202020
De diciembre de 2018 a la fecha, la CNH no ha autorizado la perforación de ningún pozo exploratorio en yacimientos no convencionales que utilice la técnica de fracturamiento hidráulico.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), informó que de diciembre del 2018 a la fecha no se ha autorizado la a perforación de ningún pozo exploratorio en yacimientos no convencionales que utilice la técnica de fracturamiento hidráulico.
Hoy se difundió que el regulador otorgó durante esta administración permisos de perforación de pozos utilizando fracking.
La CNH precisó que las asignaciones a las que se refiere la nota publicada en El Universal fueron otorgadas a Pemex Exploración y Producción en el sexenio anterior durante la ronda cero.
“De esas asignaciones, tres de ellas ya no contemplan actividades de perforación en formaciones no convencionales, mientras que en el resto se está trabajando en la actualización de los planes originalmente aprobados”, asegura el regulador.
Aunque los proyectos aludidos en la nota se refieren a proyectos de exploración, se destaca que la CNH tampoco ha autorizado en el período ningún proyecto en la fase de extracción donde se tenga contemplado el uso del fracking.
El regulador explicó que Independientemente de los planes aprobados, los operadores y asignatarios deben cumplir con la normatividad y regulaciones específicas, entre las que destacan:
Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos (publicados el 12 de abril de 2019) los cuales incluyen un apartado referente a la aprobación “De los Planes relativos a Yacimientos No Convencionales”. Ahí se establecen requisitos necesarios y específicos para la aprobación de Planes relacionados con Yacimientos No Convencionales, tanto para Planes de Exploración, así como de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.
Lineamientos de Perforación de Pozos que establecen que los Operadores Petroleros que busquen perforar pozos exploratorios, pozos en aguas profundas y ultra profundas, así como pozos tipo que se utilizarán como modelo de diseño para el desarrollo masivo de yacimientos no convencionales, deberán obtener previamente la autorización de la Comisión para realizar dicha actividad. En el proceso, se deberán cumplir diversos requisitos específicos para el caso de pozos en yacimientos no convencionales. En cuanto a los pozos de desarrollo en este tipo de yacimientos, los Operadores Petroleros deberán presentar ante la Comisión un aviso, en términos del artículo 15 Bis de los lineamientos.
Adicionalmente, los operadores y asignatarios petroleros que hayan sido autorizados por esta Comisión para llevar a cabo actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, están obligados a cumplir con la normativa ambiental y del uso del agua que resulten aplicables, emitida por esta Comisión, así como por otras autoridades, como la Agencia Nacional de Seguridad industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos; la Comisión Nacional del Agua, y demás autoridades administrativas que correspondan, a fin de contar con las autorizaciones, aprobaciones, permisos y demás actos administrativos o requisitos que resulten necesarios para realizar las actividades petroleras relacionadas con la extracción de hidrocarburos, ello de conformidad con el artículo 47, fracciones I, II, V y VIII de la ley de Hidrocarburos.