El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción la modificación al plan de desarrollo de la asignación A-0172-M-Campo Kambesah, para el cual se invertirán 660 millones de dólares.El campo tiene un área de 21.68 kilómetros cuadrados, contiene reservas de aceite ligero y gas con un factor de recuperación del 21.49%.El nuevo plan presentado por el operador contempla la recuperación total de las reservas 2P del campo, las cuales son 25.71 millones de barriles de petróleo equivalente de aceite ligero y de 24.12 mil millones de pies cúbicos de gas.El plan original contemplaba la perforación de siete pozos, sin embargo, al presentarse contacto aceite – agua en los pozos, el operador decidió no perforar nuevos pozos, mantener cuatro perforados y concentrarse en 55 reparaciones menores y el abandono de los pozos activos.Pemex PEP presentó al regulador tres alternativas de desarrollo del campo, cabe destacar que en ninguna de las tres se contemplo la perforación de nuevos pozos, y se decidió por la alternativa uno que cuenta con un Valor Presente Neto (VPN) de 1.3.
Pemex
06/102019
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se pronunció a favor de la modificación técnica presentada por Pemex Exploración y Producción (PEP) a la asignación AE-0024-2M-Okom-07.
La Secretaría de Energía (SENER) solicitó al órgano regulador realizar cambios a la profundidad y superficie contemplados en el anexo 1 de la asignación.
Así mismo se solicito realizar modificaciones al Compromiso Mínimo de Trabajo en las actividades de exploración del Campo Cheek, la cual contempla la perforación y terminación de dos pozos, recuperación de un pozo exploratorio, realizar ocho reparaciones menores, la construcción de una estructura marina y de dos ductos, para lo cual se invertirán 263.66 millones de dólares.
La asignación se encuentra en la plataforma continental del Golfo de México en la costa de Campeche, aproximadamente a 68 kilómetros al noreste de la Ciudad del Carmen, Campeche, con un área de 24.35 kilómetros cuadrados.
06/032019
El ex comisionado presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda Molina, recomienda que Petróleos Mexicanos (Pemex) crear una filial la cual agrupe todas las asignaciones que le dio el estado en la Ronda Cero.
De acuerdo a Zepeda Molina, este modelo ha sido utilizado por petroleras privadas en Colombia y China.
El ex titular de la CNH, asegura que es importante que la nueva empresa no cuente con pasivos, como actualmente esta Pemex, además de que se podría invertir dinero de las afores para explorar esas asignaciones.
“La idea de crear una es que arrancas con una empresa nueva, sin pasivos y de la noche a la mañana tienes una empresa con un montón de activos que te permite hacer una oferta de títulos”
Con esta propuesta, las asignaciones que obtuvo Pemex Exploración y Producción en la Ronda Cero se conviertan en contratos y estos activos colocarlos en los merados como se hacen en China.
Por último, hizo un llamado para que la Secretaría de Energía (SENER) continúe con los farmouts.
06/032019
El antiguo consejero de Petróleos Mexicanos (Pemex), Fluvio Ruíz Alarcón dijo que la autorización de compra de la planta de fertilizantes por parte del Consejo de Administración de la empresa se pudo haber dado en medio de irregularidades en el avalúo por parte del INDAABIN.
De acuerdo a Ruíz Alarcón, la clave de este asunto es el avalúo que realizó el Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales, ya que los consejeros actúan basados en la información que se les presentó.
Ayer, el Fiscal General de la República, Alejandro Gertz Manero, dijo que las investigaciones por la compra de la planta de fertilizantes desembocarían en el Consejo de Administración de Pemex, ya que fue el consejo quien aprobó la compra.
Fluvio Ruiz en ese momento era consejero de la empresa y voto a favor de la compra, pero argumenta que el no sabia del sobrecosto.
«A mi no me tocó la compra concreta, sino la aprobación de un programa de reactivación que sí se hizo en el consejo donde yo participaba, dijo durante su participación ayer en una platica en el Colegio de México.
05/302019
La calificadora Fitch Ratings aseguró que las medidas propuestas por el gobierno federal para apoyar las finanzas de Petróleos Mexicanos (Pemex) son las correctas pero no son suficientes para detener su deteriorada situación financiera.
En las últimas semanas, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) anunció una serie de apoyos fiscales que tienen como objetivo reducir la carga fiscal de la empresa por mil 100 millones de dólares.
Sin embargo, la calificadora asegura que las acciones son correctas pero insuficientes debido a que solo ayudan moderadamente a Pemex a reducir su carga fiscal, además de que solo aplican hasta el momento para este año.
La agencia asegura que es necesario que se reduzcan en por lo menos 50% el pago de impuestos, con ello la empresa tendría el flujo necesario para reducir su deuda.
Fitch Rating sostiene que las medidas equivalen a una reducción de impuestos de 10 %, o 2 mil 900 millones de dólares, que se comparan de manera desfavorable con los aproximadamente 27 mil 000 millones de dólares de transferencias al gobierno durante 2018.
05/292019
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción la modificación al Plan del Desarrollo de la asignación A-0259-Campo Pandura.
La asignación se encuentra en el estado de Tamaulipas a 21 kilómetros de la ciudad de Nuevo Laredo.
Pandura es una asignación productora de gas no asociado y cuenta con 63 pozos productores y 104 pozos perforados con un factor de recuperación de 64.85%.
El nuevo plan de desarrollo aprobado a Pemex PEP contempla la perforación de siete nuevos pozos, 10 reparaciones mayores, 84 reparaciones menores, 86 taponamientos y diversas actividades de abandono para lo cual se invertirán 60.74 millones de dólares.
La modificación aprobada por el regulador tiene como objetivo recuperar 25.08 mil millones de pies cúbicos de gas natural, los cuales equivalen a la reserva remanente 3P con con costo total asociado de 60.45 millones de dólares.
05/292019
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó el plan de desarrollo, el programa de trabajo y presupuesto presentado por DS Servicios Petroleros (Diavaz) para el campo Ébano.
En agosto del año pasado el órgano regulador, Petróleos Mexicanos (Pemex), DS Servicios Petroleros y D&S Petroleum Services firmaron la migración del modelo de Contrato Integral de Exploración y Producción a un modelo de contrato de Exploración y Extracción de Hidrocarburos de Producción Compartida, para que se compartieron riesgos y se acelerará la producción.
Actualmente el campo opera bajo un programa de desarrollo provisional el cual vence próximamente.
El campo Ébano se encuentra en el estado de San Luis Potosi en la cuenca Tampico – Misantla y cuenta con una superficie de mil 569 kilómetros cuadrados.
El objetivo del plan es maximizar el valor de la asignación a través de 228 pozos y 25 reparaciones menores para recuperar 64.4 millones de barriles de aceite y 11.3 mil millones de pies cúbicos de gas el equivalente al remanente de las reservas 3P.
De acuerdo a las alternativas presentadas por el operador los recursos fiscales esperados para el estado serían de 1,453 millones de dólares.
El plan contempla un programa de aprovechamiento de gas natural no asociado, el cual se auto consumirá para generar energía eléctrica, para ello se invertirán 12.7 millones de dólares.
El programa de inversiones presentado por el operador contempla una inversión total en el campo de 1,003.29 millones de dólares durante la duración del contrato.
El programa de trabajo en un su primera etapa estará produciendo entre 6 y 7 mil barriles diarios, un incremento de aproximadamente mil barriles más que con el plan provisional, para lo cual se invertirán 77 millones de dólares.
05/282019
Las ventas al extranjero de crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) continúan cayendo, al ser 19% menores de un año a otro.
Las ventas de crudo Maya, el único que está vendiendo la empresa a clientes externos desde hace casi un año, fueron de 1.02 millones de barriles por día frente a los 1.27 millones de barriles diarios en el mismo periodo de tiempo en 2018.
Las exportaciones a los Estados Unidos se situaron en 594 mil barriles diarios en abril, lo que representa una disminución del 14% frente a lo vendido en marzo de este año.
05/282019
La subsidiaria de Petróleos Mexicanos, Pemex Exploración y Producción otorgó a Perfolat y Perforadora Latina el contrato de un cluster de plataformas marinas en aguas someras, al presentar una oferta de 305 millones de dólares.
Según los datos obtenidos, con esta licitación las empresas ganadoras darán las plataformas para algunos campos marinos en aguas someras del Golfo de México.
PEP dividió 20 campos marinos en cinco clusters y esta es la licitación del tercer cluster.
05/272019
El Consejo de Administración de Pemex Exploración y Producción aprobó en su sesión extraordinaria del 22 de mayo la designación de nuevos funcionarios en la subsidiaria.
- Carlos Pérez Téllez fue designado como nuevo Subdirector de Producción de Bloques Sur.
- Ricardo Padilla Martinez fue nombrado Subdirector de Producción Bloque Norte.
- José Luis Chávez Suárez es el nuevo Subdirector de Administración del Portafolio de Exploración y Producción.
- Romero Antonio Rojas fue designado Subdirector de Aseguramiento Tecnológico.
- Adolfo Luis Cid Vázquez fue nombrado Subdirector de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental.
- Francisco Flamenco López fue designado Subdirector de Especialidad Técnica de Exploración.
- José Manuel Reyes Casarreal fue nombrado Subdirector de Producción de Bloques Aguas Someras AS02.
- Abraham David Alipi Mena fue designado como Subdirector de Servicios a la Explotación.
Todos los nombramientos se realizaron a propuesta del Octavio Romero Oropeza, Director General de Petróleos Mexicanos y tomaron posesión de los puestos a partir de ayer, 23 de mayo de 2019.