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Pemex esperar recuperar 5.6 millones de barriles de petróleo en Siswak.

El órgano de gobierno autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Siwak-1EXP.

El pozo en aguas Someras, Siwak-1EXP, está considerado dentro del plan de exploración para la asignación AE-0152-M-UCHUKIL, cuya modificación fue aprobada por la CNH el 08 de junio de 2021, mediante la resolución CNH.E.41.001/2021.

Los objetivos geológicos del pozo se encuentran en el plioceno Inferior, en el intervalo 1,406–1,575 metros verticales y mioceno superior en el intervalo de 1,782–2,041 metros verticales, respectivamente.

Se tiene, como programado perforar en una trayectoria tipo “J” hasta entre 2,130 a 2,358 metros verticales.

El Hidrocarburo esperado es aceite ligero de 25.2 grados API.

Los recursos prospectivos a la media con riesgo se estiman en 5.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico es del 35%.

Los programas de perforación y terminación del pozo contemplan en total 81 días: 54 días para la perforación (del 21 de marzo al 13 de mayo del 2022), y 28 días para la terminación (del 14 de mayo al 11 junio del 2022).

Los costos programados ascienden en total a 49.4 millones de dólares, de los cuales 35.8 millones son para la perforación y 13.6 millones de dólares para la terminación.

La CNH autorizó a Pemex a reducir la superficie de los campos en aguas someras Chac y Nohoch.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) emitió opinión Técnica a la Secretaría de Energía (SENER) sobre la modificación del anexo 1 de los títulos de las asignaciones A-0078-M-Campo Chac y A-0237-M-Campo Nohoch.

A solicitud de la SENER, el regulador dio asesoría y emitió opinión técnica respecto a la modificación del anexo 1 de los títulos de asignación de A-0078-M-Campo Chac y A-0237-M-Campo Nohoch, con la finalidad de reducir el área de las e informar a la secretaría si dichas modificaciones impactan en los planes de desarrollo y de exploración respectivamente.

La propuesta de reducción de la asignación 0078-M-Campo Chac significa el área pasará de 26.50 a 19.27 kilómetros cuadrados. Mientras que en el caso de la asignación A-0237-M-Campo Nohoch, el área pasará de 24.9 a 16.87 kilómetros cuadrados.

Derivado del análisis a la información presentada por la SENER, la CNH consideró viable la propuesta de Pemex Exploración y Producción para reducir las áreas. Sin embargo, consideró que existe un impacto en el programa de desarrollo, dado que se observa una variación en las condiciones técnico-económicas, en virtud de que se modificarán los indicadores económicos.

Al respecto la CNH concluye que toda vez que existe un impacto en los planes vigentes de ambas asignaciones, Pemex deberá presentar para aprobación la modificación de los planes de desarrollo asociados, de conformidad con lo que establece el término y condición sexto del título de asignación.

El Senado aprobó una reforma al artículo 11 de la Ley de Pemex

El pleno del Senado de la República aprobó una reforma al artículo 11 de la Ley de Petróleos Mexicanos (Pemex) para que la empresa productiva del estado incorpore a sus procesos acciones de desarrollo sustentable e implemente acciones contra el cambio climático.

El senado Raúl Bolaños – Cacho dijo que es fundamental de Pemex “mejore sus procesos, para alinear sus acciones a objetivos globales y nacionales de reducción de emisiones y así contribuir al combate del cambio climático”.

Con la modificación al artículo 11, ahora la empresa productiva del estado deberá atender los criterios para la optimización de recursos humanos, financieros, materiales, simplificar procesos y llevar acciones de mitigación y adaptación al cambio climático.

En su intervención, la senadora Xóchitl Gálvez, alertó que científicos del Instituto Nacional de Salud Pública, estiman que en el Valle de México fallecen 12 mil personas al año por daño pulmonar grave, producido por la contaminación que genera la refinería y termoeléctrica de Tula, Hidalgo.

Mientras que la senadora Sylvana Beltrones, dijo que la petrolera nacional ocupa el tercer lugar entre las empresas con mayor riesgo ambiental en el planeta.

El siniestro se produjo durante las primeras horas del sábado en aguas del Golfo de México; no se reportan lesionados.

Durante las primeras horas del sábado se produjo un incendio en una de las plataformas satélite de Petróleos Mexicanos (Pemex) en el campo Octli ubicada en aguas someras del Golfo de México.

El campo Octli forma parte de la asignación AE-0009-5M-Tucco-Xaxamani-1, la cual se encuentra en las costas del Golfo de México frente  a los estados de Tabasco y Veracruz.

El campo tiene una superficie de 20.30 kilómetros cuadrados, es productor de aceite de 31 grados API.

De acuerdo con información proporcionada por personas cercanas al accidente ocurrió entre las 2 y 3 de la mañana no dejó personas heridas; los 15 trabajadores que se encontraban en la estructura alcanzaron a ser desalojados.

La tripulación de la embarcación OSV/Vigo realizó trabajos de auxilio.

Hasta el momento se desconoce el motivo del siniestro y Pemex no ha publicado información al respecto.

La CRE autorizó a Pemex Logística trasladar el costo del robo de combustible a los consumidores.

El órgano de gobierno de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) aprobó un proyecto por el que se aprueba a Pemex Logística trasladar el costo de las pérdidas no operativas en transporte de ductos a los usuarios finales (consumidores).

Esto quiere decir, que la empresa productiva del estado podrá trasladar el costo de las pérdidas por huachicoleo a los automovilistas que carguen gasolina.

En sesión ordinaria del 4 de febrero, el regulador autorizó la aplicación de la metodología para calcular el traslado aplicable a dichas pérdidas por la prestación del servicio de transporte por ducto de petrolíferos para el año 2022.

Sin embargo, quedó aprobado que los costos de estas pérdidas serán trasladadas a los usuarios desde el 2022 hasta el 2026.

La CRE expuso en el acuerdo que para que estas pérdidas no operativas puedan ser transferidas a los usuarios, es necesario que éstas queden fuera del control del transportista, es decir, que éstas ocurran a pesar de las acciones de mitigación y mantenimiento que éste haya realizado conforme a un programa anual de seguridad y reparación.

Pero las pérdidas no operativas que resulten de la negligencia del transportista, no son consideradas en los costos trasladables y serán responsabilidad del operador.

Este proyecto no es nuevo, ya que desde el 2020 ya se pretendía que debido a las pérdidas por robo de hidrocarburo no se registrarán pérdidas operativas para no afectar aún más las finanzas de Pemex.

La producción de los campos prioritarios de Pemex Exploración y Producción aumentó 1.84% frente al mes de noviembre.

Los campos estratégicos que Pemex Exploración y Producción (PEP) tiene como prioridad desarrollar durante el sexenio del presidente Andrés Manuel López Obrador, aumentaron en 1.84% frente al mes inmediato anterior y acercándose a la meta de producción esperada por la petrolera nacional.

Si bien de nueva cuenta incumplieron la meta mensual de producción, afectados por problemas operativos y falta de recursos para su desarrollo, cada mes de acercan más a cumplir el objetivo trazado por la administración de Octavio Romero.

Los campos prioritarios de Pemex tienen como objetivo ayudar a la empresa productiva del estado a compensar la declinación del activo Ku-Maalob-Zaap, el principal productor de hidrocarburos del país.

De acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), los campos insignia de la actual administración alcanzaron una producción de 255 mil 500 barriles diarios de crudo y condensado durante el mes de diciembre, frente a los 307 mil barriles diarios esperados en los planes aprobados por el regulador, lo que representa un cumplimiento del 83%.

Durante el último mes del año se observó un aumento de 1.84% en la producción de hidrocarburos en comparación con el mes de noviembre, sumando nueve meses consecutivos al alza, sin embargo, se encuentran aún por debajo del nivel esperado por Pemex para alcanzar la meta anual de producción, la cual fue puesta en 1.8 millones de barriles diarios.

El incrementó en el ritmo de extracción en se debió a un mejor ritmo de extracción en los campos Tetl y Quesqui, los cuales aportaron 9 mil barriles más frente al mes de noviembre.

Mientras que los campos Ixachi, Uchbal y Cahua continúan mejorando el ritmo de producción mes con mes.

Desde hace un año se observó un incremento en los niveles de producción de los campos insignia de la empresa productiva del estado, impulsados por la entrada de operación del campo Valeriana, Manik NW, Tetl y Koban así como el incremento en la extracción de hidrocarburos en Quesqui y Mulach.

Sin embargo, la falta de producción en los campos Esah, Suuk y Jaatsul ha afectado el cumplimiento de la meta establecida por la petrolera nacional.

Este mes Octli experimentó una caída en el volumen extraído de 7 mil 780 barriles frente a lo reportado en el mes anterior.

La meta de producción al mes de diciembre para los campos 22 campos prioritarios de Pemex se fijó en 307 mil barriles diarios, lo que representa un cumplimiento del 83%.

Los campos que más aportaron a la producción este mes fueron Quesqui e Ixachi con 56 y 45 mil barriles respectivamente, seguido por Octli y Mulach con 25 y 27 mil barriles cada uno.

La CNH autorizó los planes de exploración presentados por Pemex Exploración y Producción para tres asignaciones terrestres en Veracruz.

El órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción los planes de exploración de las asignaciones AE-0184-Llave-1, AE-0190-Llave 7 y AE-0191-Llave-8 en el cual la empresa invertirá entre 10.5 y 57.2 millones de dólares.

Los planes tiene como objetivo incorporar recursos de hidrocarburos buscando la continuidad de los plays establecidos, así como fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias

La asignación AE-0184-Llave-1 se encuentra en el estado de Veracruz a 87 kilómetros de Coatzacoalcos, Veracruz, en la Cuenca de Veracruz y tienen una extensión de mil 240 kilómetros cuadrados.

El escenario base contempla la adquisición de sísmica, 5 estudios exploratorios y la perforación del prospecto Gafen-1EXP.

Mientras que el escenario incremental contempla la adquisición de sísmica, 5 estudios exploratorios y la perforación de los pozos Tenenexpan-1EXP y Nama-1EXP.

Los recursos posibles a incorporar son 50.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Pemex planea invertir 29.17 millones de dólares en el escenario base, mientras que, para el escenario incremental, la inversión se elevaría a 68.23 millones de dólares.

Por otra parte, la asignación AE-0190-Llave-7 se encuentra entre los estados de Veracruz y Oaxaca en la Cuenca de Veracruz y una porción de las Cuencas del Sureste y tienen una extensión de 807 kilómetros cuadrados.

El escenario base contempla la adquisición y procesamiento de sísmica 2D y 3D, 5 estudios exploratorios y la perforación del prospecto Fugitivo-1EXP.

Mientras que el escenario incremental propone la adquisición y procesamiento de sísmica 2D y 3D, tres estudios exploratorios y la perforación del pozo Taha-1EXP.

Los recursos posibles a incorporar son 81.14 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Pemex planea invertir 16.25 millones de dólares en el escenario base, mientras que, para el escenario incremental, la inversión se elevaría a 68.65 millones de dólares.

Mientras que la asignación AE-0190-Llave-8 se encuentra entre los estados de Veracruz y Oaxaca en la Cuenca de Veracruz y una pequeña porción de las Cuencas del Sureste y tienen una extensión de 703.3 kilómetros cuadrados.

En esta asignación, el escenario base contempla la adquisición y procesamiento de sísmicas 2D y 3D, 5 estudios exploratorios y la perforación del prospecto Yectli-1EXP.

El escenario incremental sugiere la adquisición y procesamiento de sísmica y tres estudios exploratorios.

Los recursos posibles a incorporar son 4.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

El asignatario planea invertir 15 millones de dólares en el escenario base, mientras que, para el escenario incremental, la inversión se elevaría a 51.80 millones de dólares.