Pemex

Pemex no ha dejado de lado cuidado del medio ambiente, aseguró su director general, Octavio Romero Oropeza.

En lo que va de la actual administración, Petróleos Mexicanos (Pemex) puso en marcha diversas acciones para cuidar el medio ambiente, las cuales van a continuar, aseveró el director de la petrolera, Octavio Romero Oropeza.

En el marco de la conmemoración del Día Mundial del Medio Ambiente, el titular de la petrolera nacional aseguró que en tres de las cuatro regiones de producción de hidrocarburos, la sur, noroeste y norte, el aprovechamiento de gas ya alcanza 98%, lo que representa una reducción muy importante en la quema de este hidrocarburo, con lo que da cumplimiento con los estándares internacionales.

Para cumplir con la meta sexenal de alcanzar un 98% en el aprovechamiento de gas en la región suroeste, la empresa productiva del estado se encuentra desarrollando un proyecto que le permita reducir la quema de gas.

En esa región se tiene planeado construir una planta que tenga la capacidad de separar hasta el 70% del nitrógeno del gas.

Esto permitirá reducir la contaminación, reaprovechar mucho gas, además, actualmente están sacrificando algunos pozos para reducir la quema.

“Hay una diferencia enorme entre cómo se explotaba el crudo y como lo estamos haciendo ahora, había un desconocimiento total y falta de consideración en relación con el medio ambiente y las cosas han cambiado poco a poco, hay avances en la materia y estos seguirán”, dijo.

Pemex ha invertido mil 105 millones de pesos en su plan de integridad de ductos, como parte de su programa de ASG.

Petróleos Mexicanos (Pemex), informó a inversionistas que ha puesto en marcha un plan de gestión de la integridad de los ductos.

Con este plan, que forma parte de su programa de ASG, tiene como objetivo mantener documentación detallada sobre el estado de los ductos, con lo cual busca optimizar las inversiones en mantenimiento.

El plan de gestión de integridad de ductos se basa en la NOM-027, así como en las normas API RP 1160 para hidrocarburos líquidos y ASME B31.8S para gas.

Las actividades que contempla el plan son, la recopilación de bitácoras detalladas y desarrollo de una base de datos de ductos; categorización e identificación de las amenazas que podrían afectar a la integridad, la seguridad y el funcionamiento de las tuberías; identificación de los puntos críticos del gasoducto; evaluación de riesgos de la fiabilidad e integridad de las tuberías; planificación y programación del mantenimiento y mitigación de riesgos; y la supervisión continua a lo largo de todas las etapas.

Para ello, el año pasado se invirtieron más de mil 105 millones de pesos.

El año pasado, Pemex inició una estrategia agresiva de ASG, con la cual busca garantizar el apoyo financiero de inversionistas preocupados por la huella medioambiental y social de la petrolera.

La producción de petróleo de Pemex aumentó ligeramente en abril frente a marzo, pero aún se mantiene en niveles históricamente bajos.

La producción de petróleo crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) cayó en 4.63% comparación al mes de abril de 2022, el equivalente a 78 mil barriles diarios, de acuerdo con el reporte de producción de la petrolera nacional.

De esta forma, la petrolera nacional se mantiene en niveles históricamente bajos de producción de petróleo, de acuerdo a datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

En comparación al mes inmediato anterior, la producción de petróleo aumentó ligeramente 0.69%, pero manteniéndose en niveles no vistos desde la década de los 80`s.

La producción del mes se vio compensada por la suma de condensados de los campos prioritarios desarrollados por la actual administración, sin embargo, estos no han podido del todo compensar el declive de sus campos maduros.

Sumando los condensados de los campos Ixachi y Quesqui, la producción de la empresa productiva del estado alcanzó los 1.84 millones de barriles, 1.40% más a lo registrado en el mes de marzo.

La nacional había logrado producir más de 1.7 millones de barriles de petróleo diarios otra vez en noviembre del 2022, tras alcanzar el nivel en los meses junio y julio por primera vez desde abril del 2020, cuando al inicio de la pandemia de COVID-19 en México reportó una producción mensual promedio de 1.703 millones de barriles por día.

Si bien la actual administración había logrado estabilizar la producción de crudo, le ha costado mucho trabajo, mantenerse y superar la barrera de los 1.71 millones de barriles por día, sumando cinco meses sin poder romper este techo.

La producción de petróleo con socios durante el mes de marzo fue de un millón 608 mil barriles diarios, un 4.63% menos que el año pasado, cuando se extrajeron un millón 686 mil barriles de crudo diarios.

Mientras que la producción sin socios fue de un millón 587 mil de barriles diarios, un 4.74% menos que en 2022 y 0.63% por arriba de lo obtenido el mes anterior.

Sumando los condensados de sus nuevos campos estrella, la petrolera nacional alcanzó una producción de hidrocarburos líquidos de un millón 884 mil barriles diarios.

El ritmo de extracción de la petrolera nacional no ha podido recuperar los niveles vistos a inicio del 2020 antes del recorte presupuestal y una disminución en la producción debido al acuerdo en la OPEP+.

Durante la última reunión del cártel y sus socios, la Secretaría de Energía (SENER) se comprometió a no exceder una producción de un millón 753 mil barriles diarios hasta diciembre del 2023, a la cual la petrolera no ha podido acercarse.

Octavio Romero supervisó los trabajos de rehabilitación de plantas en el estado de Veracruz.

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero, visitó el fin de semana el estado de Veracruz, para supervisar los trabajos de rehabilitación de dos plantas en ese estado.

El funcionario federal acudió a la ciudad de Coatzacoalcos para revisar el progreso en la Terminal Refrigeradas de Embarques de Pajaritos y el Complejo Petroquímico de Cangrejera.

En Pajaritos, Romero Oropeza supervisó la conclusión de la rehabilitación de la terminal.

Mientras que en la Cangrejera, el director de la empresa productiva del estado verificó el avance de obra en la rehabilitación de la planta que ayudará a aumentar la salida de etileno.

Pemex tiene una nueva estrategia para desarrollar el campo Ayatsil.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), dio la autorización para que Pemex Exploración y Producción (PEP) modifique el plan de desarrollo para la extracción para la asignación A-0032-2M-Campo Ayatsil.

La asignación de extracción A-0032-2M-Campo Ayatsil en aguas territoriales del Golfo de México, se localiza aproximadamente a 120 kilómetros al noroeste de Ciudad del Carmen, en el Estado de Campeche, tiene una extensión de 107.39 kilómetros cuadrados.

El campo actualmente, es productor de aceite pesado de 9 a 11 grados API de densidad. Su formación productora es en el Cretácico Superior-Medio-Inferior.

El objetivo de la modificación al plan de desarrollo se debe a que Pemex tiene una nueva estrategia de explotación, la cual consistente en implementar un proyecto de recuperación secundaria, así como también la actualización de actividades de desarrollo, inversión y el programa de aprovechamiento de gas.

La propuesta del asignatario estima que la modificación al plan permitirá recuperar 1,375.26 millones de barriles de aceite y 158.85 mil millones de pies cúbicos de gas, al límite económico de la asignación en 2062, con lo que se alcanzará un factor de recuperación de 35 % en aceite y gas.

El costo total de la modificación del plan de desarrollo del campo Ayatsil será de 20,408.55 millones de dólares.

La actividad por realizar consiste en 13 perforaciones y 13 terminaciones de pozos de desarrollo, cinco perforaciones y cinco terminaciones de pozos inyectores, 18 reparaciones mayores y 840 reparaciones menores, las actividades cuáles se realizarán de junio 2023 al año 2034.

En 2021, una fuga de gas natural dejó daños ambientales en el pozo de la región tamaulipeca, además de que afectó a los habitantes del lugar.

Petróleos Mexicanos (Pemex) se deslindó de los supuestos daños que hay en la zona de Soto la Marina, en el estado de Tamaulipas, causados por una fuga de gas en uno de los pozos del campo Pionero.

En 2021, se presentó una fuga de gas en uno de los pozos del campo Pionero, la cual fue reparada por la empresa productiva del estado, sin embargo, los pobladores de la zona acusan a la petrolera de daño ambiental, ya que el pozo no se selló correctamente.

El tema volvió a relucir luego del reportaje que publicó N+ el martes 11 de marzo en su noticiero “En Punto”, en el cual evidenció las condiciones de descuido en el que está el lugar.

En respuesta, Pemex asegura que las imágenes presentadas en el noticiario no corresponden a la realidad y presentó en redes sociales un video de evidencia.

Aclaró que el campo Pionero no es operado por ellos, debido a que este fue entregado a la empresa Pantera Exploración y Producción, como resultado de las licitaciones de bloques de exploración y producción del sexenio pasado.

La empresa asegura, que intentó revisar físicamente el área donde se encuentra el pozo sin éxito, debido a que personas del lugar negaron el acceso; sin embargo, personal de Pemex realizó un sobrevuelo del área con un dron verificando que el pozo no se encuentra descontrolado.

Los pobladores aseguran que el descuido de las autoridades ha provocado una destrucción de la flora y fauna locales, así como la contaminación de cuerpos de agua aledaños.

El volumen neto de producción de petróleo en las áreas contractuales aumentó en 1.35% en febrero.

El volumen de petróleo extraído en las áreas contractuales que Pemex y privados operan en el país, aumento en 1.35% en febrero de 2023 en comparación al mes inmediato anterior.

La producción de aceite de los campos Amoca, Mizton y Tecoalli operados por la petrolera italiana Eni, superaron en febrero la producción del campo Hokchi, de acuerdo a datos de la producción nacional de aceite publicados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

La producción de aceite del campo Hokchi había sido superior a la de Eni desde noviembre y en diciembre del año pasado alcanzaron un nuevo récord de producción con 27 mil 483 barriles diarios.

La producción del campo Hokchi se ubicó en el segundo mes del año en 25 mil 579 barriles diarios.

A finales de febrero del año pasado, Eni puso en operación el Miamte Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) en sus campos Amoca, Mizton y Tecoalli, con lo cual la empresa logró incrementar su producción en 102% en marzo y poco a poco ha ido incrementando el ritmo de extracción hasta alcanzar un récord de producción este febrero con 26 mil 440 barriles por día.

De acuerdo con el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH), al mes de enero, la producción de los campos Ichalkil y Pokoch alcanzó los 13 mil 150 barriles de petróleo, registrando su cuarta caída consecutiva en los niveles de extracción, esto como resultado de la suspensión temporal de los trabajos en 2 de los 5 pozos, debido a los trabajos de reparación planeados.

Según la información recibida por Fieldwood Energy, el 29 de noviembre de 2022 se volvió a poner en funcionamiento un pozo, aumentando la producción del Proyecto en 3 mil barriles de petróleo por día. También están en marcha los preparativos para una reparación planeada en el segundo pozo, y se espera su lanzamiento en un futuro cercano, que agregará otros 7 mil barriles por día.

La empresa planea aumentar la producción mediante la perforación en los campos y la puesta en marcha de nuevos pozos en los próximos años. Además de perforar pozos en las plataformas existentes, también está prevista la construcción de nuevos pozos en el campo Ichalkil.

En noviembre del 2021, Fieldwood Energy inició la producción comercial de los campos Ichalkil y Pokoch, las reservas recuperables de hidrocarburos de los campos ascienden a 564 millones de barriles.

El tercer campo con mayor producción es El Santuario – El Golpe, operado por Petrofac, que obtuvo una producción de 17 mil 772 barriles diarios.

Mientras que el campo Ek Balam, operado por Pemex Exploración y Producción, se mantiene como el contrato con más producción en el país, con un volumen extraído de 101 mil 328 barriles diarios.