Pemex

09/092020

Pemex invertirá 9.63 mdd en exploración en aguas profundas

La CNH aprobó a Pemex el plan de exploración para una asignación en aguas profundas del Golfo de México.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el plan de exploración de la asignación en aguas profundas AE-0169-Han

La asignación AE-0169-Han, tiene una superficie de mil 733 kilómetros cuadrados y se localiza en la provincia petrolera del Golfo de México Profundo. Frente al litoral del estado de Tabasco en la porción suroriental

El objetivo del plan es evaluar el potencial de hidrocarburos en la porción sur del Golfo de México profundo, mediante la realización de estudios exploratorios que permitan dar certidumbre a las oportunidades identificadas, así como la visualización y generación de nuevas localizaciones para fortalecer la cartera de oportunidades de aguas profundas

El Compromiso Mínimo de Trabajo (CMT) consiste en la conclusión de tres estudios exploratorios durante el periodo inicial de exploración, así como un reporte de la evaluación del potencial petrolero del área.

El operador presentó un escenario base en el cual se realizaran 4 estudios exploratorios durante el 2020 y 2021, uno de sistemas petroleros, dos de plays y uno de identificación, evaluación y selección de prospectos.

En el escenario incremental se realizarían estudios de sísmica 3D de 733 kilómetros cuadrados y procesamiento sísmico 3D de 272 kilómetros cuadrados.

Considerando ambos escenarios operativos y se proyecta una inversión entre 9.63 y 19.79 millones de dólares.

Con estos planes, la CNH ha aprobado 59 de los 64 planes de exploración a las asignaciones otorgadas a Pemex Exploración y Exploración en agosto del 2019, cuando se reasignaron las áreas de la ronda cero.

El total de los recursos prospectivos calculados para los pozos a perforar es de 11 mil 810 millones de barriles de petróleo crudo equivalente sin riesgo y de 3 mil 129 millones de barriles de petróleo crudo equivalente como posible reserva a incorporar.

La inversión en escenarios base en 2020 llegaría 3 mil 115 millones de dólares y en el incremental de 7 mil 703 millones de dólares.

09/042020

Aprueban a Pemex dos planes de exploración terrestres en Tamaulipas

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

La CNH aprobó a Pemex los planes de exploración de dos asignaciones terrestre en el estado de Tamaulipas.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) los planes de exploración de las asignaciones AE-0118 y AE-0119-Burgos, en las cuales se invertirán entre 88.22 y 70.74 millones de dólares.

El objetivo de los planes es evaluar el potencial petrolero en los plays jurásico superior kimmeridgiano, cretácico superior y paleoceno dentro del área, la visualización y generación de nuevos prospectos exploratorios y la incorporación de reservas de hidrocarburos.

El Compromiso Mínimo de Trabajo (CMT) en ambas asignaciones consiste en la perforación y terminación de por lo menos un pozo exploratorio durante el periodo inicial de exploración.

AE-0118-Burgos

La asignación AE-0118, tiene una superficie de 928.16 kilómetros cuadrados y se ubica el noreste de la república mexicana a 80 kilómetros al sur de San Fernando, Tamaulipas. Dentro de la provincia petrolera de la Cuenca de Burgos.

El operador presentó un escenario base para la asignación en la cual se contempla la adquisición y procesado de sísmica, 3 estudios asociados a pozos y la perforación del pozo Ajum-1EXP a finales del 2020.

En Ajum, pemex espera encontrar el prospecto gas húmedo, la probabilidad de éxito geológico del 31% y se esperan recursos contingentes por 8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

En el escenario incremental se contemplan 12 estudios asociados a pozos y la perforación de los prospectos Chuch-1EXP, Tsebat-1EXP, Tsikach-1EXP y Tsul-1EXP.

La inversión del escenario base es de 29 millones de dólares y el escenario incremental es de 88 millones de dólares.

AE-0119-Burgos

La asignación AE-0119, tiene una superficie de 926.47 kilómetros cuadrados y se ubica el noreste de la república mexicana a 80 kilómetros al sur de San Fernando, Tamaulipas. Dentro de la provincia petrolera de la Cuenca de Burgos.

El operador presentó un escenario base para la asignación en la cual se contempla la adquisición y procesado de sísmica, 3 estudios asociados a pozos y la perforación del pozo Okosh-1EXP

En el escenario incremental se contemplan 9 estudios asociados a pozos y la perforación de los prospectos Pil-1EXP, Puchum-1EXP y Thanku-1EXP.

La inversión del escenario base es de 21.5 millones de dólares y el escenario incremental es de 70.7 millones de dólares.

Las actividades propuestas se podrían incorporar recursos del orden de los 15 millones de barriles de petróleo crudo equivalente entre ambos prospectos.

Con estos planes, la CNH ha aprobado 51 de los 64 planes de exploración a las asignaciones otorgadas a Pemex Exploración y Exploración en agosto del 2019, cuando se reasignaron las áreas de la ronda cero.

El total de los recursos prospectivos calculados para los pozos a perforar es de 10 mil 751 millones de barriles de petróleo crudo equivalente sin riesgo y de 2 mil 826 millones de barriles de petróleo crudo equivalente como posible reserva a incorporar.

La inversión en escenarios base en 2020 llegaría 3 mil 039 millones de dólares y en el incremental de 7 mil 288 millones de dólares.

09/032020

Dolphin Drilling cierra acuerdo con Pemex por 83 mdd

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

Dolphin Drilling cerró un acuerdo con Pemex por 83 millones de dólares para la renta de una plataforma de perforación.

La empresa de perforación offshore, Dolphin Drilling anunció que cerró un contrato por 83 millones de dólares con Pemex Exploración y Producción para la renta de una plataforma marina.

La plataforma Blackford Dolphin será utilizada por la empresa productiva del estado durante la duración de un contrato de 15 meses.

El Blackford Dolphin fue construida en 1974 y se está preparando actualmente para el viaje desde el Mar del Norte a México antes del inicio de operaciones en octubre.

Bjørnar Iversen, director ejecutivo de Dolphin Drilling, dijo: “Nuestra capacidad para movilizar el activo rápidamente y nuestro excelente desempeño operativo y de seguridad fueron clave para ganar el contrato. Blackford Dolphin es uno de los semisumergibles amarrados más eficientes del mercado, proporcionando una reducción de las emisiones de CO2 asociadas con la perforación debido a su bajo consumo de combustible y alto rendimiento de perforación.

“Nuestra alianza con Pemex demuestra cómo podemos agregar valor a los operadores ubicados en cualquier parte del mundo, y espero que continuemos nuestro crecimiento global en los próximos años y veamos a México como un mercado estratégicamente importante para nuestros semisumergibles amarrados. ”.

08/282020

Pemex reporta avance del 81% en trabajos de rehabilitación del SNR

Combustibles, Últimas Noticias Pemex

Pemex informó que al 24 de agosto se ha concluido el 81% de los trabajos de rehabilitación del SNR programados para este año.

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero, informó que se ha ejercido el 70% de los recursos de gastos de inversión del 2020 para la rehabilitación del Sistema Nacional de Refinación.

Durante la visita del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, para supervisar los trabajos de rehabilitación de la refinería de Cadereyta, se informó que se han concluido 108 reparaciones mayores de las 134 programadas, lo que representa un avance del 81%.

Al inicio de la administración en 2018 se tenía un rezago de 16 plantas con reparaciones, las cuales aumentaron a 20 en 2019 y a agosto de este año se reportan 11 plantas reparadas. Mientras que 5 se encuentran todavía en rezago y 4 se encuentran en reparación a tiempo.

Al 24 de agosto se han ejercicio 3 mil 942 millones de pesos de los 5 mil 716 millones de pesos que se tienen presupuestados para gastos de operación en los trabajos de rehabilitación del SNR, hasta la fecha se han pagado 2 mil 699 millones de pesos.

Mientras que en la ejecución de los gastos de inversión para este año se reporta un avance del 70%, el equivalente a 16 mil 124 millones de pesos, de los cuales 7 mil 841 millones ya han sido pagados a proveedores.

La refinería de Cadereyta reporta un avance del 86% en los recursos ejercidos en trabajos de rehabilitación, de los cuales mil 336 millones de pesos ya fueron pagados y falta por comprometer 591 millones.

Octavio Romero, informó que se espera que los trabajos de rehabilitación de la refinería concluyan a finales del 2023, lo cual permitiría tener una producción de combustibles cercana a los 180 mil barriles diarios.

Durante su participación en la ceremonia, Andrés Manuel López Obrador, descartó cerrar la refinería de Cadereyta, pese a la contaminación que genera.

“No podemos cerrar la refinería de Cadereyta, esto puede ser duda una demanda legítima de los ciudadanos, de los gobiernos municipales, del gobierno del estado, y tenemos que explicarles que necesitamos esa refinería”, dijo durante su conferencia de prensa realizada en Nuevo León.

Sin embargo, se comprometió a buscar mecanismos para que la refinería de Cadereyta no contamine.

“Lo que tenemos que buscar y comprometernos es a que no contamine y eso se puede lograr, esa es la alternativa”, subrayó.

08/282020

Pemex no adeuda a proveedores del SNR

Combustibles, Últimas Noticias Pemex

Octavio Romero aseguró hoy que la empresa no le debe a los proveedores que laboran en los trabajos de rehabilitación del SNR.

El Director General de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero, aseveró que ante la crisis económica, la empresa productiva del estado realiza un gran esfuerzo por pagar a sus proveedores y contratistas del Sistema Nacional de Refinación (SNR), por lo que de enero al día de hoy, se han pagado 10 mil 541 millones. Asimismo, aclaró que no se tienen facturas pendientes de pago.

Explicó que el presupuesto para la rehabilitación del SNR, que incluye a las seis refinerías, asciende a 22 mil 905 millones de pesos. De éstos, 16 mil 124 millones se encuentran comprometidos en contratos.

Durante la gira de trabajo por el estado de Nuevo León, el presidente Andrés Manuel López Obrador, visitó la refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa” de Cadereyta, donde el director general de la petrolera nacional, informó que con este programa se mejorará la eficiencia operativa de las plantas de proceso de las seis refinerías y con ello, entre otras ventajas, se emitirán menos contaminantes al ambiente.

Romero Oropeza, resaltó que la refinería de Cadereyta es la única del SNR cuya producción total, tanto de gasolina como de diésel, son de ultra bajo azufre, es decir, en combustibles limpios y aporta prácticamente la mitad de diésel de ultra bajo azufre del total de la producción nacional.

Respecto a los trabajos de rehabilitación que se realizan en esta refinería, Romero Oropeza informó que se detectaron 26 plantas con rezago que requieren reparaciones mayores y para finales de este año estarán rehabilitadas 11 plantas, para lo cual se está ejerciendo un presupuesto de 4 mil 125 millones de pesos. De acuerdo al calendario del Programa del Sistema Nacional de Refinación, a finales de 2023 concluirán los trabajos de reparaciones mayores en esta refinería.

Precisó que con estas acciones, se pretende que la refinería “Héctor R. Lara Sosa” se acerque a su máxima capacidad actual de 180 mil barriles de proceso por día. Esta refinería abastece el 64 por ciento de combustibles a los estados de Chihuahua, Coahuila, Nuevo León, Durango, Zacatecas, San Luis Potosí y Tamaulipas.

08/192020

Aprueban a Pemex inversiones en aguas profundas por 26.2 mdd

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

La CNH aprobó a Pemex los planes de exploración de cuatro asignaciones en aguas profundas del Golfo de México, con una inversión de entre 26.2 y 138 millones de dólares.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción los planes de exploración para las asignaciones AE-0172, AE-0173, y AE-0174 Holok en las cuales se podrán llegar a invertir hasta 138 millones de dólares.

Durante la votación el comisionado Sergio Pimentel votó en contra debido a que en su opinión, la empresa productiva del estado no tiene interés en realizar actividades en aguas profundas de acuerdo con su plan de negocios vigentes.

Mientras que el plan de exploración de la asignación AE-0170 tuvo que ser retirada de la votación debido a que el escenario base presentado por el operador no cubría el programa mínimo de trabajo. Por ello, se solicitará a Pemex realizar las modificaciones y se votará en una próxima sesión.

El objetivo de los planes es continuar con la evaluación del potencial de hidrocarburos en la porción sur del Golfo de México profundo, mediante la realización de estudios exploratorios que permitan dar certidumbre a las oportunidades de identificadas, así como la visualización y generación de nuevas localizaciones para fortalecer la cartera de oportunidades de aguas profundas.

AE-0172

La asignación AE-0172, tiene una superficie de mil 257 kilómetros cuadrados, con tirante de agua de 200 a 2 mil metros y se localiza frente al estado de Veracruz , dentro de la provincia petrolera de aguas profundas del Golfo de México.

El operador presentó un escenario base para la asignación AE-0172 en el cual se realizarían 3 estudios exploratorios en los plays Holok-Han, en el escenario incremental se contempla la adquisición de sísmica 3D, procesado de sísmica y estudios asociados para la selección del prospecto Ayikal.

Considerando ambos escenarios operativos y se proyecta una inversión entre 8.7 y 15.4 millones de dólares.

AE-0173

La asignación AE-0173, tiene una superficie de mil 979 kilómetros cuadrados, con tirante de agua de 800 a 2 mil 250 metros y se localiza frente al estado de Veracruz , dentro de la provincia petrolera de aguas profundas del Golfo de México, en la porción suroccidental del área Holok.

El operador presentó un escenario base para la asignación AE-0173 en el cual se realizarían 3 estudios exploratorios en los plays Holok-Han, en el escenario incremental se contempla la adquisición de sísmica 3D, procesado de sísmica, estudios asociados y la perforación del prospecto Holbe-1EXP.

El pozo Holbe-1EXP apunta al play del Eoceno Medio Inferior a 8 mil 100 metros verticales donde se espera un recurso prospectivo a la media de 224 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico del 18%.

Considerando ambos escenarios operativos y se proyecta una inversión entre 8.8 y 96.2 millones de dólares.

AE-0174 Holok

La asignación AE-0174 Holok, tiene una superficie de mil 380 kilómetros cuadrados, con tirante de agua de 2 mil a 3 mil metros y se localiza frente al estado de Veracruz , dentro de la provincia petrolera de aguas profundas del Golfo de México, en la porción norte del área.

El operador presentó un escenario base para la asignación AE-0174 Holok en el cual se realizarían 3 estudios exploratorios en los plays Holok-Han, en el escenario incremental se contempla la adquisición de sísmica 3D, procesado de sísmica y estudios asociados.

Considerando ambos escenarios operativos y se proyecta una inversión entre 8.7 y 26.4 millones de dólares.

Con estos planes, la CNH ha aprobado 50 de los 64 planes de exploración a las asignaciones otorgadas a Pemex Exploración y Exploración desde agosto del 2019, cuando se reasignaron las áreas de la ronda cero.

El total de los recursos prospectivos calculados para los pozos a perforar es de 10 mil 511 millones de barriles de petróleo crudo equivalente sin riesgo y de 2 mil 767 millones de barriles de petróleo crudo equivalente como posible reserva a incorporar.

La inversión en escenarios base en 2020 llegaría 2 mil 997 millones de dólares y en el incremental de 7 mil 145 millones de dólares.

08/032020

Pese a protección regulatoria, Pemex pierde 31% del mercado gasolinero

Combustibles, Últimas Noticias Pemex

Desde 2016, Pemex ha perdido el 31% del mercado de estaciones de servicio frente a otras marcas.

A pesar de los esfuerzos de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) por frenar la aprobación de nuevos permisos de expendio de combustibles para marcas distintas a la Franquicia Pemex, la empresa productiva del estado ha perdido 31% del mercado.

Al 30 de junio de este año, 7 mil 954 estaciones de servicio operaban bajo la Franquicia Pemex en el país, este número es inferior en 13.2% a las 9 mil 161 que existían en el segundo trimestre del 2019.

Desde que se abrió el mercado de combustibles en 2016, los puntos de venta de la Franquicia Pemex pasaron de 11 mil 632 en 2017 a 7 mil 954 en 2020, una pérdida de 2 mil 828 puntos de venta, el equivalente al 31.6% del mercado.

De acuerdo con información de Pemex, del total de estaciones de servicio que operan bajo la marca Pemex, 7 mil 909 son privadas y operan como franquicias, mientras que las 45 restantes son propiedad de la Pemex Transformación Industrial.

Adicionalmente, a la misma fecha se la petrolera nacional suministra a 638 estaciones de servicio bajo el esquema de sub licenciamiento de marca y 2 mil 698 son suministradas por Pemex Transformación Industrial.

La protección regulatoria que ofrece la CRE y la SENER a Pemex a frenado la expedición de nuevos permisos de venta de combustibles a otras marcas en el país, el trimestre pasado las marcas privadas experimentaron un crecimiento del 43%, mientras que de abril a junio fue de tan solo 5.06%.

08/032020

Pemex reduce producción de crudo ligero en segundo trimestre

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

Pemex redujo la producción de crudo ligero y aumentó la producción de crudo pesado durante el segundo trimestre del 2020.

Pemex Exploración y Producción redujo la producción de crudo y ligero y condensados en 24 mil barriles diarios durante los meses de abril a junio, mientras que incrementó la extracción de crudo pesado de sus campos maduros.

La producción durante el tercer trimestre se distribuyó 65% crudo pesado, 25% crudo ligero, 7% superligero y 3% condensados.

De acuerdo con el reporte de producción trimestral de la empresa productiva del estado de abril a junio de este año, la producción de crudo pesado se incrementó en 23 mil barriles diarios en comparación al mismo periodo de tiempo en 2019.

Esto se debió a un incremento en la explotación de los campos Ku, Maloop, Zaap y Ayatsil, de hecho, la producción de estos cuatro campos equivale al 50% de la producción nacional de crudo durante el mes de junio.

Tan solo el campo de aguas someras Ayatsil, incrementó su producción de un trimestre a otro en 23 mil barriles diarios, lo que permitió contrarrestar la declinación de los campos Ku Maloop Zaap.

La empresa productiva del estado explicó que la disminución en el ritmo de extracción de crudo ligero se debió a la declinación natural de los campos y al incremento fraccional de aguas en los campos Ayocote, Madrefil, Terra, Artesa, Homol, Kuil, Chuc, Kax, Bolontikú y Sinán.

07/292020

Pemex pierde 44 mil millones de pesos en el segundo trimestre del 2020

Negocios, Últimas Noticias Pemex

Pemex reportó en el segundo trimestre del 2020 una pérdida de 44 mil millones de pesos, mejorando sus resultados en comparación al trimestre anterior.

Petróleos Mexicanos (Pemex) reportó una pérdida de 44 mil millones de pesos, mejorando los desastrosos resultados del primer trimestre del año.

La empresa reportó de abril a mayo una importante reducción en las pérdida contables, a pesar de que se contabiliza uno de los peores meses para la industria petrolera internacional.

Durante el segundo trimestre del año, las ventas totales disminuyeron en 51.8% en comparación al trimestre del año pasado, debido a una caída de 54.4% en las ventas nacionales y de 48% en las exportaciones.

Sin embargo, el costo de ventas bajó en 45.7% debido a una disminución de 95.6 mil millones en la compra de productos para reventa.

Considerando el deterioro, el costo de ventas se redujo en 40.1% en comparación al 2019.

Mientras que los activos de la empresa productiva del estado registró un deterioro de 18.4 mil millones de pesos.

Sin embargo, la deuda financiera total de Pemex se incrementó en 24.1% de abril a mayo en comparación con el 2019 debido a la depreciación del tipo de cambio.

La producción de hidrocarburos de la empresa productiva del estado promedio 1.673 millones de barriles diarios, cifra idéntica a la obtenida en el segundo trimestre del 2019, cabe destacar que esta producción incluye una reducción de 100 mil barriles diarios por el acuerdo con la OPEP+.

El margen variable de refinación del Sistema Nacional de Refinación (SNR) promedio durante el segundo trimestre del año 9.91 dólares por barril, número muy superior a los -12.51 dólares por barril registrados en el trimestre anterior.

07/292020

Pemex invertirá 21 Mmdd en evaluación del campo Xolotl

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

La CNH aprobó a Pemex el programa de evaluación del descubrimiento Xolotl, en el cual se invertirán entre 21 y 63 millones de dólares, utilizando la infraestructura del campo Xanab.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el programa de evaluación del descubrimiento Xolotl, en el cual se invertirán entre 21 y 63.9 millones de dólares.

El campo Xolotl se encuentra dentro de la asignación en aguas someras AE-0151 Uchukil, frente a las costas de Tabasco, ubicado a 21 kilómetros del Puerto de Dos Bocas.

El descubrimiento se llevó a cabo a través de la perforación del pozo Xolotl-1EXP que forma parte del plan de exploración vigente aprobado el 2 de octubre de 2019.

El objetivo del plan es reevaluar la volumetría, confirmar los límites espaciales del yacimiento y generar un plan conceptual de desarrollo a fin de tener los elementos técnicos y económicos necesarios para declarar la comercialidad del campo.

Para ello, el operador presentó dos escenarios en los cuales se plantea perforar el pozo delimitador Xolotl-1DEL entre julio y agosto de este año, así como realizar estudios exploratorios.

El escenario incremental contempla perforar una trayectoria horizontal sobre el pozo Xolotl-1DEL, perforar un segundo pozo delimitador en la parte norte del campo y realizar dos estudios de alcance extendido.

Pemex PEP planea utilizar las instalaciones del campo Xanab tanto para la perforación como para las pruebas de alcance extendido, lo cual permitirá recuperar un pozo productor a un menor costo, por lo que en caso de que se quiera dar continuidad a la producción, se deberá de presentar un plan de transición.

En el plan de evaluación Pemex contempla una inversión total de 21 millones de dólares.

Mientras que en el escenario incremental se contempla una inversión total de 63.9 millones de dólares.