Pemex

Sin embargo, el nivel de procesamiento de crudo en las refinerías de Pemex, cayó frente a lo registrado a inicios de año.

Durante el segundo trimestre de 2022 el proceso de crudo del Sistema Nacional de Refinación (SNR) promedió 796 mil barriles diarios. Esto representa un aumento de 131 mil barriles por día con respecto al mismo trimestre de 2021, como resultado del avance en el programa de rehabilitaciones del SNR.

Sin embargo, frente a lo registrado en el primer trimestre del año, el desempeño del SNR experimentó una caída, al pasar de 822 mil barriles por día de enero a marzo a 796 mil de abril a junio.

Durante el trimestre, las refinerías que presentan un mejor desempeño operativo son Cadereyta con un proceso promedio de crudo de 141 mil barriles diarios, Salamanca con 139 mil barriles, Minatitlán con 108 mil barriles y Madero con 101 mil barriles.

El proceso de crudo pesado en las refinerías reconfiguradas promedió 283 mil barriles diarios, un aumento de 97 mil barriles respecto al registrado en el segundo trimestre de 2021. Este resultado se explica principalmente por el incremento del proceso de crudo pesado en las refinerías Minatitlán y Madero en 46 mil barriles en cada una.

La capacidad de destilación atmosférica del SNR es de 1,640 Mbd, por lo tanto, la utilización de la capacidad de destilación primaria se ubicó en 48.6%, un incremento de 8.0 puntos porcentuales respecto al segundo trimestre del año pasado.

De acuerdo con los datos de Pemex las refinerías que registran una utilización por encima del promedio del sistema son: Salamanca, Madero y Cadereyta, las cuales registraron una utilización promedio de 53.6%.

En un reporte a la SEC, Talos Energy asegura que trabaja de la mano de Pemex para definir el plan de desarrollo de Zama.

La petrolera norteamericana Talos Energy informó en un reporte K8 a la Security Exchange Commission (SEC) que se encuentra trabajando de la mano con Petróleos Mexicanos (Pemex) para finalizar el plan de desarrollo del yacimiento Zama.

«Talos está trabajando activamente con Petróleos Mexicanos («Pemex») y sus socios del Bloque 7 Wintershall Dea y Harbour Energy para finalizar el Plan de Desarrollo del Campo (“FDP”) de Zama».

La petrolera informa que espera presentar el plan de desarrollo a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) a más tardar en marzo de 2023, según lo dispuesto en la resolución de unificación decretada por la Secretaría de Energía (SENER) el año pasado.

Talos y sus socios esperan la aprobación de plan para avanzar en la decisión final de inversión más adelante en 2023.

Al mismo tiempo, las partes están discutiendo la formación de un «Equipo de Proyecto Integrado», que incluiría representantes de cada empresa y reportaría al «Comité Operativo de la Unidad», para administrar el desarrollo del campo.

Esto contradice los dichos del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), dijo en conferencia de prensa a finales de julio que el conflicto entre Pemex y Talos por el proceso de unificación del yacimiento Zama, continúa sin resolverse.

“Talos es la única empresa petrolera con la que tenemos diferencias, porque ellos no han querido aceptar que Pemex tiene más petróleo que ellos”, dijo AMLO.

El presidente hizo referencia a Talos, luego de que los Estados Unidos presentará una solicitud para iniciar consultas en el marco del mecanismo de resolución de disputas contemplado en el tratado de libre comercio T-MEC con México con respecto a la política energética emprendida por la cuarta transformación.

Días antes, Miguel Angel Cid, director de Pemex Exploración y Producción señaló que la empresa productiva y Talos Energy, se encuentran en la revisión del plan de desarrollo que se presentará ante la CNH para comenzar la extracción de hidrocarburos en el campo.

“El plan que lanzamos es alcanzar la primera producción en 2024, hacia lo que es el final del primer semestre”, dijo durante una presentación en Tabasco.

La cantidad de pozos en operación en los campos de Pemex se redujo en el segundo trimestre.

Durante el segundo trimestre del 2022 el número total de pozos en operación de Petróleos Mexicanos (Pemex) se redujo a 6 mil 625 frente a los 6 mil 663 pozo registrados en los primeros tres meses del año.

En comparación al mismo trimestre en 2021, el número de pozo en operación de la empresa productiva del estado paso de 6 mil 620 a 6 mil 625, un aumento de apenas 5 pozos.

Durante el segundo trimestre de 2022 se terminaron 51 pozos de desarrollo, 22 pozos más que en el mismo periodo de 2021, la diferencia se ubica principalmente en las Regiones Noreste, Suroeste y Norte, debido al incremento de actividad en los Activos, Ku-Maloob- Zaap, Cantarell, Litoral, Reynosa, Poza Rica y Veracruz.

En comparación con el trimestre anterior se observa un aumento en el número de pozos terminados, al pasar de 35 a 45.

De abril a junio, la petrolera nacional reportó que se terminaron 4 pozos exploratorios, 2 menos en comparación con el segundo trimestre de 2021.

Respecto a los pozos exploratorios se terminaron 4 pozos, dos menos respecto al mismo periodo de 2022.

De abril a junio del año operaron 53 equipos de perforación en los campos de Pemex Exploración y Producción, de los cuales 38 se encuentran en pozos de desarrollo y 15 de exploración.

Los equipos de perforación en actividades de exploración pasaron de 19 en el segundo trimestre del 2021 a 15 en 2022, sin embargo, los de desarrollo crecieron de 30 en 2021 a 38 este año.

La distribución de localización de los pozos de desarrollo se distribuyó 53% y 47% entre marinos y terrestres, mientras que los de exploración, el 52% fueron terrestres y 48% marinos.

La producción de los campos maduros sigue en declive y su caída fue compensada por la producción de los campos prioritarios.

La producción total de hidrocarburos de Petróleos Mexicanos (Pemex) durante el segundo trimestre de 2022 promedió 2.527 millones de barriles de petróleo crudo equivalente diarios (MMbpced). Esto es un crecimiento de 59 mil barriles con respecto al segundo trimestre de 2021.

Sin embargo, la producción de crudo pesado disminuyó en 117 mil barriles diarios, equivalente al 11.3% de la producción reportada en el segundo trimestre de 2021.

La caída en la producción de crudo pesado de la empresa productiva del estado se debe a la declinación natural de los yacimientos maduros Ku-Maloob-Zaap y las fallas en pozos que operan con equipos de bombeo electrocentrífugo en pozos de la Región Marina Noreste.

La declinación de los campos maduros de Pemex, en el segundo trimestre de 2022, se vio compensada por el aumento en la producción de líquidos, la cual fue de 1.756 millones de barriles, superior en 20 mil barriles respecto al mismo periodo de 2021, donde en ese momento se extrajeron 1.736 millones de barriles por día, esto representa un crecimiento del 1.1%, debido principalmente a la incorporación de pozos de la estrategia de campos nuevos en los campos Quesqui, Itta, Pokche, Teekit, Teca, Uchbal, Koban, Esah, y en los campos en explotación Madrefil, Sini, Ku y Ek.

Pemex explicó, que durante este trimestre se logró un incremento en la producción de líquidos de los campos nuevos, del orden de 65 mil barriles diarios, provenientes de la terminación de los pozos: Cibix-24, Esah-21, Itta-47, Koban-25A, Pokche-22, Pokche-3, Pokche-41, Quesqui-10, Quesqui-29, Quesqui-33, Teca-11, Teca-22, Teca-24, Teekit-45, Teekit-5, Teekit-6, Uchbla-2. También contribuyó la terminación del pozo Chucox-1.

Con respecto a la calidad del crudo, la producción de crudos ligeros y condensados se incrementó en 160 mil barriles diarios, debido a la aportación de los campos nuevos Quesqui, Pokche, Tlamatini, Koban, Teekit, Tupilco Profundo, Ixachi y los campos en explotación Madrefil, Sini y Ek.

Pemex PEP publicó una licitación para el equipamiento y mantenimiento de equipos de perforación marinos.

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 de Pemex Exploración y Producción (PEP).

La licitación pública internacional PMX-SA-PC-PEPR-CT-B-GCMCLM-823-2022-PCON- 94256-1-Suministro de filtros tiene como objetivo la contratación del suministro de filtros para las unidades de los equipos de perforación y reparación de pozos, la adquisición de mangueras y conexiones y el servicio de suministro de agua potable en los centros de proceso de la Región Marina.

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

Únicamente podrán participar personas físicas o morales de nacionalidad mexicana o de países con los que los Estados Unidos Mexicanos tengan celebrado un Tratado de Libre Comercio con Disposiciones en materia de Compras del Sector Público y los bienes a adquirir, sean de origen nacional u originarios de los países socios en tratados.

Durante el sexenio, Pemex ha descubierto 39 campos petroleros, informó el director general de la empresa.

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero Oropeza, destacó durante una ponencia en Villahermosa, Tabasco que la principal fortaleza de una empresa petrolera son sus reservas de hidrocarburos, y de acuerdo con el nivel de reservas probadas, es el nivel de producción.

Romero Oropeza, destacó que el país tenía una tendencia declinante en las reservas a lo largo de los años, de manera que, en el 2000, alcanzó los 25 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce), y al inicio de esta administración eran únicamente 7 mil millones.

El director general de la empresa productiva del estado, aseguró que en lo que va del sexenio se ha logrado reponer al 100% las reservas que se han extraído, además de que se han incrementado en 400 millones de bpce, por lo que debido a sus más de 60 mil millones de bpce que tiene como recurso prospectivo en sus cuencas convencionales y no convencionales, aunque esta administración no las quiera desarrollar.

Romero recordó que la actual administración hizo un cambio de estrategia exploratoria, enfocada a las cuencas convencionales de aguas someras y tierra.

De acuerdo con el director de Pemex, esto ha sido la base para la incorporación a la producción a través de un concepto de «desarrollo acelerado de campos».

El resultado de este desarrollo acelerado ha hecho posible incorporar a la producción nacional 399 mil barriles de producción diaria de aceite e incorporar mil 173 millones de pies cúbicos diarios de gas, con el desarrollo de nuevos campos.

De acuerdo con Romero, esta estrategia ha permitido el incremento de la reserva 1P en esta administración, durante la cual, se han descubierto 39 nuevos campos, y al cierre de junio de este año, otros ocho nuevos campos fueron ubicados en los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche.

Dentro de estas nuevas incorporaciones destacan los campos Quesqui, Tupilco profundo e Ixachi, siendo la meta para el cierre de 2022, perforar 78 nuevos pozos exploratorios, lo cual derivará, seguramente, en la incorporación de nuevos campos.

El director de la petrolera insiste en que la institución actualmente tiene el mejor desempeño en éxito comercial de todas las empresas privadas y nacionales de petróleo con un 47%, colocándose por arriba de las operadoras más grandes del mundo; de la misma manera, su costo de descubrimiento es de 3.4 dólares por barril, cifra inferior al promedio mundial y más bajo que empresas como Shell, Equinor y Petrobras (empresas que han enfocado su estrategia de exploración y producción en aguas profundas).