Pemex

La CNH autorizó a Pemex PEP la perforación del pozo exploratorio Charal-1EXP.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Charal-1EXP.

El pozo exploratorio terrestre Charal-1EXP fue autorizado por el regulador para ser perforado como parte del escenario incremental del plan de exploración vigente de la Asignación AE-0138-2M-Cuichapa.

El asignatario busca perforar a una profundidad estimada de 1,246 a 1,601 metros para alcanzar el objetivo geológico del mioceno superior.

El pozo fue perforado con una trayectoria direccional tipo “S”.

Con la modificación de la perforación se alcanzó una profundidad total de 2,721 a 1,804 metros verticales.

El hidrocarburo esperado es aceite ligero de 27 grados API.

El Recurso Prospectivo a la media con riesgo es de 9.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico es del 29%.

Contabilizando la autorización original y la modificación, los programas de perforación y terminación del pozo fueron, en total, de 56 días: 26 días para la perforación (del 14 de junio del 2022 al 10 de julio del 2022), y 30 días para la terminación (del 10 de julo al 9 de agosto del 2022).

La Coordinación de Abastecimiento de Pemex PEP publicó una nueva licitación para servicios de mantenimiento.

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 Producción, publicaron una nueva licitación pública internacional para servicios de geofísica.

«Se convoca a los interesados a participar en los concursos abiertos electrónicos internacionales bajo los tratados de libre comercio suscritos por los Estados Unidos Mexicanos con reducción de plazos PEP-CAT-S-GCP-501-91954-22-1″.

La licitación pública nacional PEP-CAT-S-GCP-501-91954-22-1 tiene como objetivo contratar el servicio de rehabilitación, mantenimiento, reconfiguración y refacciones, de los sistemas de medición y control de flujo de hidrocarburos de los activos de producción de la Subdirección de Producción Región Sur.

De acuerdo con la convocatoria publicada, el evento de aclaración de dudas a las bases del concurso será el 6 de junio.

Mientras que la presentación y apertura de propuestas se llevará a cabo el 11 de junio.

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.

No podrán participar personas físicas o morales impedidas por la Ley de Pemex, su reglamento y las disposiciones.

Con la modificación al programa de transición del pozo Ixachi-2001EXP, le permitirá a Pemex dar continuidad a la producción del campo.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la modificación al programa de transición del pozo Ixachi-2001EXP, presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP).

El campo Ixachi, se localiza en el municipio de Tierra Blanca, en el estado de Veracruz, y cuenta con una superficie de 740.55 kilómetros cuadrados, cuenta con 8 pozos perforados con una producción total de 24 mil 700 barriles diarios.

Dentro de la asignación se encuentra el Pozo Ixachi-2001EXP, a aproximadamente 26 kilómetros al Noreste de la ciudad de Tierra Blanca, a 72 kilómetros al Sur de la ciudad de Veracruz.

En junio del año pasado, el regulador autorizó a Pemex PEP realizar mediciones a boca de pozo en periodos establecidos, una prueba de presión y producción durante 12 meses, con el propósito de mejorar el entendimiento del yacimiento en el horizonte cretácico.

El asignatario solicitó la modificación del programa de transición debido a que necesita más tiempo para realizar las actividades contempladas en el programa, ya que hasta el momento no ha realizado las tareas de monitoreo a boca de pozo.

Hasta el momento, Pemex ha recuperado 1.15 millones de barriles de petróleo y 9.04 mil millones de pies cúbicos de gas natural.

El costo total del programa asciende a 6.33 millones de dólares, de los cuales 479 mil dólares, se destinarán a inversión y 5.85 millones de dólares para gasto de operación.

Pemex espera encontrar recursos prospectivos por 23 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Durante la sesión 37 del órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) fue aprobada la solicitud presentada por Pemex Exploración y Producción para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Atoyatl-1EXP.

El Pozo Atoyatl-1EXP será perforado dentro de la asignación AE-0149-M-Uchukil, cuya superficie total es de 600.5 kilómetros cuadrados y está considerado en el escenario base de la modificación del plan de exploración, aprobado por la CNH el 28 de abril de 2022 mediante la Resolución CNH.E.34.007/2022.

El objetivo geológico del Pozo es en el plioceno medio.

Se tiene, como programado, perforar en una trayectoria de tipo vertical hasta 3,345 metros verticales.

El hidrocarburo esperado es aceite de 28-31 grados API.

Los recursos prospectivos a la media con riesgo se estiman en 23 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico es 39% . Los programas de perforación y terminación del pozo contemplan en total 72 días: 46 días para la perforación (del 18 de junio al 2 de agosto del 2022), 20 días para la terminación (del 3 al 22 de agosto del 2022), y seis días para el abandono (del 23 al 28 de agosto del 2022).

El ex candidato a la presidencia por el PAN criticó el uso del combustóleo para generar electricidad.

El excandidato presidencial por el Partido Acción Nacional (PAN) Ricardo Anaya, acusó este lunes en un video que para maquillar finanza,  Petróleos Mexicanos (Pemex) vende su combustóleo a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para la generación de energía eléctrica.

Además ,aseguró que estas acciones están relacionadas con el incremento de contaminación en el Valle de México, debido al uso del combustóleo en la termoeléctrica de Tula.

“Para maquillar las cifras de Pemex, vende su combustóleo a la CFE y da la apariencia de tener finanzas más sanas con mayores ingresos. Por eso nos opusimos a su reforma eléctrica, por eso decimos no a la energía sucia y cara y por eso reitero mi propuesta. Optemos por las energías limpias”, dijo Anaya.

“Entonces, como ya no se puede vender el combustóleo para los barcos, a ellos les parece muy bien que la CFE lo queme para producir electricidad. Y como las plantas de Pemex producen muchísimo combustóleo, pues cada vez queman más combustóleo en la termoeléctrica de Tula, afectando claro a toda la gente de Tula y a toda la gente de la Zona Metropolitana del Valle de México.

Anaya Cortés explicó que el combustóleo es un subproducto de la refinación, el cual se genera debido a las malas condiciones del Sistema Nacional de Refinación (SNR).

“El problema es que las refinerías de Pemex son tan viejas que sale más desperdicio que gasolina, o sea, queda más combustóleo que gasolina”, apuntó.

En el último mes, el conflicto entre Rusia y Ucrania ha provocado que las refinerías de la costa del Golfo de México en los Estados Unidos aumenten las compras de combustóleo mexicano debido a la escasez derivada de las sanciones a las importaciones de petrolíferos rusos.

Esto ha permitido que los niveles de inventarios de combustóleo en el país comiencen a descender tras estar en camino de alcanzar su mayor nivel en la historia en marzo.

Ante la falta de descubrimiento por parte de Pemex, BBVA cree que será difícil alcanzar la meta de producción sexenal.

El banco BBVA México considera que las metas de producción de petróleo de Petróleos Mexicanos (Pemex) para 2023 y 2024 serán un reto, no solo por los mayores niveles de inversión, sino también por la falta de descubrimientos importantes.

BBVA señala que el avance en el primer trimestre del 2021 de tan solo 3 mil 300 barriles diarios en la producción de petróleo revela que continúa el declive en la producción de los yacimientos maduros como Cantarell, Ku, Maloob y Zaap.

Por ello, es primordial que Pemex se concentre en nuevos descubrimientos, ya que los llamados campos prioritarios no han sido suficientes para detener la caída en los campos estrella de la empresa productiva del estado.

El banco cree que el declive de los campos maduros es la razón por la cual, el gobierno federal decidió recortar la meta anual de producción de crudo de 1.9 a 1.8 millones de barriles diarios.

“Para alcanzar la meta de producción petrolera de 1,849 millones de barriles diarios para 2022 y asumiendo que la producción de los yacimientos maduros se estabilice, los nuevos campos tendrían que producir un promedio de alrededor de 378 mil barriles diarios entre abril y diciembre de 2022”, detalló.

“Si bien esta nueva meta podría alcanzarse con una aportación promedio anual de 366 mil barriles diarios de los nuevos campos y una estabilización en la producción de los otros yacimientos, las metas de producción de mil 971 y 2 mil 063 millones de barriles diarios para 2023 y 2024 resultan aún más retadoras sin descubrimientos importantes”, informó en un reporte tras la publicación de los resultados trimestrales de Pemex.

BBVA prevé que para que Pemex alcance el aumento proyectado en la producción petrolera para los siguientes dos años requerirá mayores montos de inversión para exploración y producción.