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ESTADÍSTICAS DE PETRÓLEO Y GAS

ANÁLISIS ESTADÍSTICO

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    CNH ha celebrado 18 convenios de colaboración con Universidades y Centros de Investigación

    Publicado el 06 de noviembre de 2018
    A la fecha, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha firmado 18 convenios de colaboración: 14 con Universidades y 4 con Centros de Investigación. Además, tiene 9 convenios en proceso de firma.

    A través de estos convenios se establecen los mecanismos para acceder a la información del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH); por lo que son clave para el desarrollo de capital humano de los futuros ingenieros mexicanos, y son la base del desarrollo de ciencia y tecnología en el sector petrolero nacional.

    Adicionalmente, los convenios de colaboración fomentan la transparencia y la rendición de cuentas del sector.

    Los 18 convenios vigentes fueron firmados con instituciones nacionales e internacionales: 4 en Tabasco, 3 en Veracruz, 3 en la Ciudad de México, 1 en Baja California, 1 en Coahuila, 1 en el Estado de México, 1 en Nuevo León, 1 en Oaxaca y 1 en Puebla. Internacionalmente, se tienen 2 convenios con la Universidad de Austin, en Texas, Estados Unidos.


    Fuentes: Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos
    https://www.gob.mx/cnh/documentos/convenios-cnih
    https://portal.cnih.cnh.gob.mx/downloads/es_MX/normatividad/Lineamientos%20para%20el%20uso%20de%20inforamci%C3%B3n%20del%20CNIH.pdf

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Proyecciones de producción de la cuenca Tampico-Misantla

    Publicado el 11 de octubre de 2018
    La cuenca Tampico-Misantla es la número uno en recursos prospectivos del País, además de concentrar 21% de reservas 2P de petróleo crudo equivalente a 2018. En 2032, su potencial de producción estimado pudiera oscilar entre 666 y 929 mbd de aceite y entre 1,359 y 2,093 mmpcd de gas natural.

    El volumen de producción potencial se estimó considerando asignaciones, contratos existentes y contratos futuros.

    Esta estimación toma en cuenta los recursos prospectivos convencionales y no convencionales de las áreas incluidas en el Plan Quinquenal. Se suponen licitaciones anuales de 30 bloques cada una, con una tasa de adjudicación de 60%. Asimismo, se consideran 6 proyectos de exploración y desarrollo de Petróleos Mexicanos.2

    En el caso de licitaciones de áreas convencionales, se estiman curvas esperadas de producción de acuerdo a las oportunidades exploratorias identificadas. En el caso de recursos no convencionales, se construye un perfil de producción considerando que cada éxito exploratorio recupera 20% del recurso estimado del área, y utilizando análogos internacionales.


    Mbd: Miles de barriles diarios, MMpcd: millones de pies cúbicos diarios.

    Para estimar el potencial de producción de la cuenca, se considera que todos los futuros contratos con actividades no convencionales comienzan a producir en el año 4 después de haber sido adjudicados. En el escenario base se considera la recuperación de hasta el 40% del P50 de los recursos prospectivos del bloque, mientras que en el alto se considera recuperar hasta el 40% del P10 de los recursos prospectivos del bloque por cada intento exploratorio exitoso.

    1/ Considerando la producción promedio observada de enero a agosto de 2018.

    2/ De los bloques adjudicados en áreas terrestres convencionales, se realizan tres intentos exploratorios mientras que en áreas terrestres no convencionales y aguas someras se intentan dos oportunidades exploratorias. Se consideran solo aquellos bloques cuyo valor presente neto resulta positivo después de descontar gastos.

    Fuentes: Estimaciones propias de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Descripción geológica de la cuenca Tampico-Misantla

    Publicado el 24 de septiembre de 2018
    La historia petrolera de la cuenca Tampico-Misantla, muestra que se trata de una cuenca con grandes yacimientos de aceite y gas. A continuación se describen los plays convencionales: :

    • Las acumulaciones de aceite y gas en areniscas de la formación Huehuetepec del Jurásico Medio (J Med), en la porción occidental de la cuenca y el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental.
    • Los campos productores de aceite y gas en las extensas barras de calizas oolíticas y las arenas calcáreas transgresivas de la formación San Andrés del Jurásico Superior Kimmeridgiano (J Sup).
    • Las calizas arcillosas fracturadas del Cretácico Inferior y Medio (K Inf- K Med, Formaciones Tamaulipas Inferior y Superior) con oportunidades petroleras en el área del Paleocañón Bejuco-La Laja.
    • Las grandes plataformas carbonatadas del Cretácico Medio (K Med) con desarrollos en facies lagunares, arrecifales y brechas de talud que constituyen la “Faja de Oro”. En esta última, se han realizado espectaculares descubrimientos desde 1920, cuando llegó a producir 500 mil barriles de aceite por día.
    • Las arenas acumuladoras de hidrocarburos de la cuenca de Chicontepec, considerada la reserva petrolera más importante de México. Chicontepec constituye un reto tecnológico para su explotación rentable, actualmente se están analizando nuevas estrategias como la perforación de pozos horizontales.

    En lo que respecta a los plays no convencionales:

    • Los yacimientos de aceite y gas en lutitas del Jurásico Superior Titoniano (J Sup) y Cretácico Superior Turoniano (K Sup), rocas de abundante materia orgánica y de baja permeabilidad, que actúan a la vez como rocas generadoras, almacenadoras, trampa y sello.
    • Las lutitas calcáreas del Jurásico Superior Oxfordiano (J Sup), con potencial de aceite y gas, que puede ser evaluado realizando estudios y perforando pozos que permitan probar su productividad.

    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Potencial Petrolero en la Cuenca Tampico-Misantla

    Publicado el 07 de septiembre de 2018
    La exploración en la Cuenca Tampico-Misantla inició alrededor de 1860, comenzando la explotación en 1904. A la fecha, se han producido 5,869 millones de barriles de aceite y 8,447 miles de millones de pies cúbicos de gas. Se han perforado 10,470 pozos, 265 de ellos marinos.

    La Cuenca Tampico-Misantla es la número uno en recursos prospectivos del país, con una estimación de 37 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El 86% del hidrocarburo esperado en esta Cuenca es aceite y el 14% es gas.

    En lo que respecta a recursos descubiertos, Tampico-Misantla concentra el 21% de las reservas 2P de petróleo crudo equivalente en 2018, de los cuales 67% es aceite y 37% es gas.


    MMMbpce: miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Recursos prospectivos: Volumen de hidrocarburos estimado a una fecha dada, correspondiente con acumulaciones que aún no han sido descubiertas pero se infiere que existen con base en la información disponible y se estiman potencialmente recuperables mediante la aplicación de proyectos de exploración y desarrollo futuros.
    Fuentes:

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Repunta actividad petrolera en el primer semestre de 2018

    Publicado el 21 de agosto de 2018
    En el primer semestre de 2018, se obtuvieron los siguientes indicadores de actividad petrolera:

    • Operaron 38 equipos de perforación (var. anual del 46%).1

    • Se perforaron 87 pozos, de los cuales el 91% fueron de desarrollo. El número de pozos perforados es más del doble comparado al mismo semestre de 2017.


    Fuente: CNH. Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH), disponible en: https://portal.cnih.cnh.gob.mx/dashboard-sih.php
    1 / Promedio de equipos de perforación utilizados durante el semestre correspondiente.

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Obligaciones de almacenamiento de gas natural en la Unión Europea (UE)

    Publicado el 15 de agosto de 2018
    De un análisis a las obligaciones de almacenamiento relacionadas con la seguridad del suministro del gas natural en 11 Países de la Unión Europea, se encontró que:

    8 de estos países tienen obligaciones de almacenamiento de gas natural, excepto Alemania, Austria y Reino Unido.

    En cuanto a las obligaciones de almacenamiento (en días de consumo nacional), se pueden distinguir 3 grupos de países:

    • Menores a 20 días: Dinamarca, República Checa, España y Polonia.

    • Entre 20 y 40 días: Italia y Bulgaria.

    • Mayores a 40 días: Hungría y Francia.

    La cantidad de almacenamiento obligatorio de gas natural es calculada de forma distinta en cada país, pudiendo estar referenciada a: la demanda de consumidores en invierno, importaciones, ventas históricas de las empresas, consumo total y estándares de oferta.

    Si bien en Alemania, Austria y Reino Unido, no es obligatorio el almacenamiento de gas natural, los 3 países cuentan con un almacenamiento equivalente a 95, 266 y 19 días de consumo nacional, respectivamente.

    Fuente: Estudio "The role of gas storage in internal market and in ensuring security of supply", disponible en: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/REPORT-Gas%20Storage-20150728.pdf Unión Europea. Regulación (EU) No 994/2010, disponible en: https://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2010:295:0001:0022:EN:PDF

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Acceso y uso de la información del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH)

    Publicado el 02 de agosto de 2018
    La Comisión Nacional de Hidrocarburos, a través del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) recaba, acopia, resguarda, administra, analiza, usa y actualiza la información propiedad de la Nación, derivada de las Actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial y de Exploración y Extracción de Hidrocarburos.1

    Actualmente los usuarios externos del CNIH pueden:
    • Visualizar la información técnica en los cuartos de datos físicos. Al 2018, se atendieron 1,562 sesiones de visitas a los cuartos de datos.

    • Solicitar acceso a la información a través de licencias de uso.2 Al 2018, se tiene registro de 176 empresas que solicitaron acceso a la información, en total se otorgaron: 144 licencias de uso, 329 solicitudes de información (suplementos) y 282 paquetes de datos de licitaciones3.

    • Realizar visitas a las Litotecas para consultar la información de muestras físicas. Al 2018, se atendieron 212 visitas y 5,147 servicios especializados.

    Visita el Portal de Información Técnica del CNIH desde https://portal.cnih.cnh.gob.mx/ y mantente informado.


    1 Artículo 32 de la Ley de Hidrocarburos.
    2 Lineamientos técnicos del uso de información del CNIH, disponible en:
    https://portal.cnih.cnh.gob.mx/downloads/es_MX/normatividad/Lineamientos%20para%20el%20uso%20de%20inforamci%C3%B3n%20del%20CNIH.pdf
    3 En las Rondas de Licitación 1.1, 1.2 y 1.3, no existía la figura de licencia de uso.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    La CNH establece un nuevo estándar internacional de transparencia

    Publicado el 20 de julio de 2018
    México se posiciona en primer lugar en transparencia en procesos licitatorios y administración de contratos en el sector extractivo, de acuerdo con el reporte “Contratación abierta para derechos del petróleo, gas y minerales: una luz a las buenas prácticas”, publicado en junio pasado por el Natural Resource Governance Institute (NRGI) y el Open Contracting Partnership (OCP).1

    En la evaluación se consideraron 14 países y la aplicación de 16 mejores prácticas internacionales en diferentes rubros, como resultado la CNH destacó en 7, posicionándose como institución líder en transparencia.

    Los rubros en que destacó son los siguientes: 1) Explicación de la totalidad del sistema de contratación; 2) Comunicación sobre los tomadores de decisiones; 3) Comunicación clara, efectiva y oportuna sobre las áreas a adjudicar; 4) Declaración de intereses de servidores públicos; 5) Publicación de resultados de adjudicaciones; 6) Publicación de contratos con anexos, y 7) Seguimiento y comunicación del cumplimiento del contrato.

    La CNH ha elaborado una agenda de transparencia proactiva que ha podido avanzar y dar resultados gracias a un diálogo permanente y abierto con organizaciones de la Sociedad Civil.


    1 El reporte completo está disponible en el siguiente link: https://resourcegovernance.org/analysis-tools/publications/open-contracting-oil-gas-and-mineral-rights

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Condiciones favorables para el Estado Mexicano en contratos marinos de exploración y extracción

    Publicado el 12 de julio de 2018
    En términos de la participación de utilidades, las condiciones económicas a favor del Estado Mexicano derivadas de los contratos petroleros marinos son mejores que en Estados Unidos y en Brasil.1

    Para los contratos de producción compartida (32) el porcentaje de la utilidad a favor del Estado fue del orden de 75% y para los contratos licencia (27) de 63%.2

    El porcentaje de la utilidad a favor del Estado para los contratos licencia mexicanos es superior a las concesiones en Brasil y los contratos licencia en Estados Unidos, donde el Estado participa con 59% y 55% de las utilidades, respectivamente.3

    A marzo de 2018, los ingresos al Estado Mexicano por Contratos ascienden a 304.9 millones de dólares.4

    Fuentes:
    1 En total se han firmado 107 contratos de exploración y extracción. Comisión Nacional de Hidrocarburos. Rondas México, cifras relevantes. https://rondasmexico.gob.mx/cnh-cifra-inicio/
    2 México: promedio de la recaudación del gobierno reportada por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público para contratos marinos adjudicados.
    3 Brasil: corresponde a los términos de las concesiones de Brasil de la última ronda (Ronda 15) y de los 7 Contratos de Producción Compartida adjudicados hasta ahora (promedio). Estimación hecha por CNH considerando un proyecto tipo para aguas profundas y otro para aguas someras. No se consideran impuestos indirectos de importación y exportación. Mas información en: http://rodadas.anp.gov.br/pt/
    Estados Unidos: Estimado de la “Outer Continental Shelf” (OCS) del Golfo de México. Análisis de Gobierno original de Daniel Johnston Co, disponible en: http://www.danieljohnston.com/database.php
    4 Ver nota 1.

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    El volumen de hidrocarburos descubiertos en 2017 es el más alto en los últimos 5 años

    Publicado el 27 de junio de 2018
    Del 2013 a la fecha se han descubierto 49 campos que incorporaron reservas por un volumen total de 917 (mmb) de aceite y 2,041 (mmmpc) de gas.1

    En 2017, PEMEX anunció el descubrimiento del campo Ixachi, incorporando reservas por 65.6 (mmb) de aceite y 761.8 (mmmpc) de gas. Esto representó el 37% del volumen total de gas descubierto entre 2013 y 2017.2

    En 2023, Ixachi alcanzará su pico de producción, con 22 (mbd) de aceite y 233 (mmpcd) de gas.3

    mmb: millones de barriles, mmmpc: miles de millones de pies cúbicos, mmbpce: millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mbd: miles de barriles diarios, mmpcd: millones de pies cúbicos diarios.
    Fuentes:
    1 Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Descubrimientos y tasa de descubrimientos de 2013 a 2017, con información de la Dirección General de Reservas.
    Nota: En 2017 se anunció un descubrimiento por parte de Talos (Zama); sin embargo, todavía no se incorporan reservas asociadas a éste.
    2 Ibídem. Se consideró el volumen de reservas 2P.
    3 Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Indicadores Perfiles 1P, 2P y 3P, con información de la Dirección General de Reservas. Para el pico de producción se consideró el perfil 2P.

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Entorno internacional favorable para oportunidades de producción de crudo pesado en México

    Publicado el 21 de junio de 2018
    • Las reservas 2P de crudo pesado en México alcanzan los 12,089 mmb. De estos 1,421 mmb corresponden a campos sin producción, cuya producción estimada es de 330 mbd, en conjunto.1

    • Por otra parte, Venezuela ha sufrido una caída en su producción de 700 mbd (33%) desde el acuerdo de recorte de oferta con la OPEC en 2016. Se estima la producción continúe cayendo en al menos unos 300 mbd adicionales en 2018.2

    • En tanto, Canadá, enfrenta dificultades para comercializar su crudo, debido a restricciones en la capacidad de ductos para transportar crudo desde Alberta a la Costa del Golfo de Estados Unidos3, así como los retrasos en la construcción del ducto Transmountain que permitiría llevar el crudo a Asia4, En esa coyuntura, el precio de su crudo ha sufrido severos descuentos (brecha entre el WTC y WCS -17.4 usd/b).5

    • El entorno internacional representa una gran oportunidad para el desarrollo de crudos pesados en México.


    mbd: miles de barriles diarios, mmb: millones de barriles
    Fuentes:
    1 Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Evaluación de reservas al 01 de enero de 2018. Los campos pueden contener diferentes tipos de hidrocarburo, La estimación de producción considera el perfil de producción 2P, para los campos Esah y Teekit Profundo se utilizó la proporción de crudo pesado para el cálculo. Existen 22 campos de crudo pesado sin producción y 80 con producción. La producción diaria considera el máximo alcanzable en conjunto.
    2 Jacobs, J. (2018). Venezuela: Opec’s heavy lifter. Petroleum economist. Mayo 2018, 12-13. OPEP indicadores de mercado a mayo 2018.
    3 Polczer, S. (2018). Alberta’s differential dilemma. Petroleum economist. Mayo 2018, 35.
    4 Polczer, S. (2018). New markets for Canada’s oil remain elusive. Petroleum economist, Junio 2018, 44.
    5 Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Para mayor información, diríjase al Sistema de Información de Hidrocarburos. Ministerio del Poder Popular de Venezuela, Economic Dashboard Alberta Government.

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    CNH ha aprobado más de 12 mil millones de dólares de inversión en Exploración y Desarrollo de Contratos

    Publicado el 13 de junio de 2018
    Inversión aprobada por CNH en los planes de exploración y desarrollo de Contratos:
    • El monto de inversión aprobada hasta el momento asciende a 12,047 millones de dólares (mmusd).

    • Por ubicación, de cada 10 dólares de inversión aprobada, 8.4 corresponden a aguas someras (10,064 mmusd), 1.2 a aguas profundas (1,467 mmusd) y 0.4 a terrestres (517 mmusd).

    • Por cuencas, destaca que el 86.4% de la inversión aprobada corresponde a las Cuencas del Sureste, mientras que el Golfo de México profundo concentra un 12.2% de la inversión.

    • Más del 90% de la inversión aprobada se concentra en los contratos ubicados en Campeche, Tabasco y Tamaulipas.


    Fuentes:
    Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Para mayor información, diríjase al Sistema de Información de Hidrocarburos
    Nota: Las cifras corresponden a la inversión estimada en planes de exploración y desarrollo entregados por los contratistas y aprobados por la CNH y corresponden a la vigencia de cada contrato.

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Se intensifica la actividad petrolera en México

    Publicado el 07 de junio de 2018
    Indicadores de la actividad petrolera de enero a abril 2018:
    • Se registraron 37 equipos de perforación operando, que representa un incremento de 54.1% con respecto al periodo de enero a abril de 2017. Entre estos, 24 equipos se ocuparon en actividades de desarrollo y 13 equipos en exploración1.

    • Respecto a la ubicación, 17 de los equipos fueron terrestres y 20 marinos. El número de equipos de perforación terrestres empleados es 3.4 veces los equipos activos de enero a abril de 2017.

    • Se perforaron 62 pozos, cifra que representa más del doble de lo observado en el primer cuatrimestre de 2017, cuando se perforaron 24 pozos. Los pozos perforados son en su mayoría de desarrollo terrestre (53), de los cuales 36 se ubicaron en Tampico Misantla2.


    Fuentes:
    Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Para mayor información, diríjase al Sistema de Información de Hidrocarburos y al reporte de equipos de perforación y pozos, disponibles en el Portal de Estadísticas de la CNH. de la CNH.
    1Las cifras corresponden al promedio de equipos de perforación utilizados en el cuatrimestre.
    2La distribución por cuenca se encuentra disponible en el reporte de equipos de perforación y pozos.
    Las cifras pueden no coincidir debido al redondeo.

     

  • Distribución de reservas recuperables en campos terrestres (MMbpce)

    Campos terrestres en México mayores que en Colombia y Brasil

    Publicado el 22 de mayo de 2018
    • Los campos terrestres descubiertos en México son, en promedio, 3 veces más grandes que los campos en Colombia y hasta 4 veces mayores que en Brasil.

    • Los descubrimientos terrestres en México promedian 59 MMbpce, mientras que en Colombia 23 MMbpce y en Brasil 16 MMbpce.

    • La mediana (P50) de los campos terrestres en México excede en 22% la mediana de campos en Colombia y en 92% la mediana en campos en Brasil.

    • Entre los campos terrestres mexicanos destacan en tamaño: Samaria (2,214 MMbpce), Poza Rica (1,871 MMbpce) y Jujo-Tecominoacán (1,702 MMbpce), los cuales presentan reservas recuperables superiores a los campos terrestres más grandes en Colombia (Cano Limón: 1,341 MMbpce) y Brasil (Carmópolis: 443 MMbpce).


    MMbpce: Millones de barriles de petróleo crudo equivalente

    Fuentes:

     

  • Mejora entorno internacional para crudos pesados
    Mejora entorno internacional para crudos pesados

    Pozos marinos del sureste los más productivos de México

    Publicado el 14 de mayo de 2018
    Los pozos marinos de Cuencas del Sureste son los más productivos de las cuencas mexicanas. Durante los primeros cinco años de vida alcanzan una producción acumulada de 13.1 millones barriles de petróleo, en promedio. Al llegar a los 25 años de vida, estos pozos logran una producción acumulada de 28.2 millones de barriles.

    Los pozos marinos en la cuenca de Tampico-Misantla acumulan producción por 3.1 millones de barriles de petróleo a los 25 años, superando a los pozos terrestres de Cuencas del Sureste.

    En lo que respecta a la producción de gas no asociado, destacan los pozos ubicados en las cuencas de Veracruz y Sabinas, que tan solo en los primeros cincos años alcanzan una producción acumulada de más de 5 mil millones de pies cúbicos.

    Nota:
    Se consideran los pozos con más de 2 años de producción y que dejaron de producir en el primer trimestre de 2018.
    Fuente:
    Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Sistema de información de Hidrocarburos”.

     

  • Mejora entorno internacional para crudos pesados
    Mejora entorno internacional para crudos pesados

    Incrementan ingresos al Estado provenientes de contratos en 2017

    Publicado el 02 de mayo de 2018
    • El Estado percibió ingresos provenientes de Contratos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos por 339 millones de dólares a lo largo de 2017, que representa 18 veces el monto percibido en 2016 (19 millones de dólares).

    • De estos ingresos, 180 millones de dólares provienen de bonos a la firma de las rondas de licitación, 108 millones de ingresos derivados de la comercialización de hidrocarburos del Estado, 36 millones por concepto de regalías y 15 millones de cuotas contractuales.

    • Cabe destacar que los ingresos en enero de 2018 ascienden a 24.09 millones de dólares, que representa 10 veces los ingresos en enero de 2017 (2.52 millones de dólares).


    Fuente:
    Comisión Nacional de Hidrocarburos con información del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo, para mayor información dirigirse al reporte “Pagos por Hidrocarburos”, así como al “Tablero de empresas petroleras en México” disponibles en el portal de Estadísticas de la CNH.

     

  • Mejora entorno internacional para crudos pesados
    Mejora entorno internacional para crudos pesados

    84% de las reservas 1P de aceite se encuentran en Cuencas del Sureste

    Publicado el 19 de abril de 2018
    Las reservas probadas (1P) en México alcanzaron un nivel de 6,464.2 mmb de aceite y 10,022.4 mmmpc de gas en 2018.
    Asimismo, la relación de reservas probadas (1P) respecto a la producción nacional aumentó en 2018 comparado con 2017:
    • En el caso de aceite, la relación aumentó de 8.9 a 9.1 años

    • Para el caso de gas, subió de 4.9 a 5.4 años.

    La nueva estimación de reservas 1P en las áreas de la Segunda Licitación de la Ronda 1 permitió aumentar 3 veces el volumen de reservas en dichas áreas, al pasar de 83.4 a 251.1 mmbpce.
    Asimismo, se realizaron descubrimientos por el orden de 153.8 mmbpce en las Cuencas de Veracruz y del Sureste.

    Fuente:
    Comisión Nacional de Hidrocarburos (2018). Reservas por campo, disponible en: https://portal.cnih.cnh.gob.mx/estadisticas.php
    Comisión Nacional de Hidrocarburos (2018). Reservas 1P al 1 de enero de 2018, disponible en: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/311232/Presentacion._Reservas_1P_al_1-ene-2018_ODG_V3.2_dgr_vf.pdf
    mmb: millones de barriles
    mmmpc: miles de millones de pies cúbicos
    mmbpce : millones de barriles de petróleo crudo equivalente

     

  • Mejora entorno internacional para crudos pesados

    Comparativo de rondas petroleras internacionales

    Publicado el 12 de abril de 2018
    • En la Ronda 3.1 de aguas someras de México, se adjudicó 45.7% de los contratos ofertados, cifra similar a Brasil, en que se logró adjudicar 46.8% y con un resultado muy sobresaliente respecto a Estados Unidos en que se colocó 1% de los contratos.

    • La licitación en México fue concurrida, con participación de 18 compañías originarias de 12 países, de las cuales, 14 fueron ganadoras.

    • En la Ronda 3.1 se observó un alto nivel de competencia; en promedio, se recibieron 2.3 ofertas por contrato, cifra superior a la alcanzada en la más reciente licitación de Brasil y de Estados Unidos, en las que se recibieron 1.5 y 1.1 ofertas por contrato, respectivamente.

    • En la Ronda 3.1, se adjudicó 42.3% de la superficie ofertada, mientras en Brasil fue 48.4% y en Estados Unidos del 0.1%.

    Fuente:
    Comisión Nacional de Hidrocarburos (2018). Resultados del acto de apertura y presentación de propuestas. y “Tablero de empresas petroleras en México”.
    ANP (2018). 15th Bidding Round, disponible en http://rodadas.anp.gov.br/en/15th-bidding-round
    BOEM (2018). Sale Day Statistics, disponible en: https://www.boem.gov/Sale-250/.

     

  • Mejora entorno internacional para crudos pesados

    PEMEX es la empresa que más contratos ha ganado en las rondas mexicanas

    Publicado el 3 de abril de 2018
    • Petróleos Mexicanos (PEMEX) ha ganado 14 Contratos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, derivados de los 9 procesos licitatorios de Rondas en México1, posicionándose como la empresa con más contratos adjudicados hasta ahora.

    • Para estos 14 contratos, PEMEX participó como individual en 3 contratos y en consorcio en 11; formando alianzas con 7 compañías internacionales provenientes de 7 países. En estos contratos, PEMEX ha comprometido la perforación de 8 pozos exploratorios.

    • Por otro lado, la compañía mexicana Jaguar y la holandesa Shell2 se posicionan en el segundo puesto con 11 contratos adjudicados cada una. Jaguar ha ganado cinco contratos individualmente y seis en consorcio. Shell fue adjudicada con 4 contratos como individual y 7 en consorcio.

    • Jaguar es la compañía con mayor número de pozos comprometidos con un total de 20 pozos terrestres. Shell ocupa el segundo lugar con 13 pozos comprometidos, todos en aguas profundas.

    • Con la conclusión de la primera licitación de la Ronda 3, se han adjudicado hasta ahora 107 contratos con una superficie aproximada de 88 mil 650 km2.

    1 Se refiere a las licitaciones en áreas del Estado de las Rondas 1, 2 y 3. En total la Comisión Nacional de Hidrocarburos ha ejecutado 13 procesos de licitación: 4 de la Ronda 1, 4 de la Ronda 2, 1 de la Ronda 3 y 4 de Asociaciones Estratégicas de PEMEX (no se considera la convocatoria de a Asociación Nobilis-Maximino que fue cancelada).
    2 De acuerdo con el sitio oficial de la compañía Shell, la empresa es originaria de los Países Bajos sin embargo también está incorporada en el Reino Unido.

    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, Resultados del acto de apertura y presentación de propuestas. Para mayor información dirigirse a “Tablero de empresas petroleras en México”.

     

  • Mejora entorno internacional para crudos pesados

    21 empresas organizadas en 36 licitantes participarán en la Ronda 3.1

    Publicado el 23 de marzo de 2018
    • Para la primera licitación de la Ronda 3, correspondiente a 35 contratos de producción compartida en aguas someras, se registraron 21 empresas organizadas en 36 licitantes: 14 individuales y 22 en consorcio.

    • La compañía Deutsche Erdoel México (DEA) participará a través de 9 licitantes, ubicándose como la empresa con mayor número de asociaciones en esta licitación. En segundo lugar aparece Pemex, pudiendo participar de manera individual y a través de 6 consorcios.

    • Asimismo, destaca que 9 de las 21 empresas (ver gráfico a la izquierda) podrán participar como licitantes en más de tres formas distintas, y sólo 3 de las 21 (Chevron, ONGC Videsh y Repsol) participaran únicamente de forma individual.

    • Es importante señalar que 17 de las 21 empresas registradas han obtenido contratos en las rondas de licitación anteriores (en México). Por su parte, es la primera participación de la empresa Sapura Exploration and Production procedente de Malasia
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, Lista de empresas participantes. Para mayor información dirigirse a “Tablero de empresas petroleras en México”.

     

  • Mejora entorno internacional para crudos pesados

    Potencial en campos de crudo pesado

    Publicado el 13 de marzo de 2018
    • En Cuencas del Sureste, se identifican 22 campos de crudo pesado descubiertos que no han sido desarrollados.

    • De éstos, 14 son campos del Estado pendientes de licitar. Los más importantes son: Pit, Kayab, Kastelán, Alak y Kach1.

    • Las reservas 2P de estos 14 campos ascienden a 796 millones de barriles de crudo de 10° API, en promedio; se estima que en conjunto podrían producir 186 mil barriles diarios de petróleo en 5 años2.

    • Por otro lado, se identifican 8 campos de crudo pesado de Pemex3 que no se encuentran en producción, entre ellos: Ayín4, Batsil, Utsil y Tekel.

    • Las reservas 2P de estos 8 campos ascienden a 627 millones de barriles de crudo pesado de 14° API, en promedio; se estima que en conjunto podrían producir 145 mil barriles diarios en 5 años5.
    Notas:
    1 Los campos considerados son: Alak, Baksha, Chapabil, Kach, Kastelán, Kayab, Mene, Nab, Numan, Pit, Pohp, Toloc, Tson, y Zazil-Ha. De éstos, sólo 10 campos tienen reservas 2P de aceite, mientras que los 4 restantes cuentan con reservas 3P.
    2 Producción presentada en el escenario de reservas 2P de crudo, al 1 de enero de 2017. La estimación considera la producción máxima alcanzable en un periodo de 5 años a partir del inicio de producción de cada campo.
    3 Ayín, Batsil, Esah, Makech, Tekel, Tlacame, Uchbal y Utsil. El campo Esah tiene además un yacimiento de crudo ligero con reservas 2P por 43 millones de barriles de petróleo.
    4 El crudo del campo Ayín tiene una gravedad de 24°API.
    5 (Ver Nota 2).
    mmb: millones de barriles; mbd: miles de barriles diarios

    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Tablero de Reservas de Hidrocarburos” , “Tablero de Producción de Hidrocarburos”, al “Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH)” , así como los reportes de reservas y producción disponibles en la página de Estadísticas.

     

  • Mejora entorno internacional para crudos pesados

    Mejora entorno internacional para crudos pesados

    Publicado el 5 de marzo de 2018

    Durante los últimos 5 años el crudo pesado Western Canadian Select (WCS) ha ganado 14 dólares respecto a la cotización del West Texas Intermediate (WTI).

    Esta caída en el diferencial puede explicarse por el incremento en la demanda en EUA de crudo pesado en las refinerías del golfo, así como a la caída en las exportaciones de los países latinoamericanos.

    Para aumentar el abasto de crudo pesado en estas refinerías, se propuso la construcción y ampliación de oleoductos desde Canadá; sin embargo estos proyectos podrían tomar años en concretarse.1

    A nivel mundial también se observa una tendencia creciente de la demanda de crudo pesado, principalmente en China e India. Lo anterior representa una oportunidad para este tipo de crudos en México; particularmente en los campos marinos ya descubiertos.


    Notas:
    1Esto ha implicado que las exportaciones canadienses de crudo por tren pasaran de 9.4 mil barriles diarios (Mbd) en enero de 2012 a 152 Mbd en diciembre de 2017, de acuerdo con la National Energy Board de Canadá.

     

  • En 3 años, México triplicó su acervo de información sísmica 2D en el Golfo de México

    En 3 años, México triplicó su acervo de información sísmica 2D en el Golfo de México

    Publicado el 26 de Febrero de 2018
    • En los últimos 3 años, se triplicó el acervo de información sísmica 2D de México. A partir de 2015, se han adquirido 332,050 kilómetros (km) de sísmica 2D, a través de 10 Autorizaciones de Reconocimiento y Exploración Superficial (ARES). Históricamente, PEMEX había adquirido 152,650 km de sísmica 2D, por lo que el acervo actual alcanza los 484,700 km.

    • Asimismo, en estos últimos 3 años se adquirieron 87,096 km2 de estudios 3D WAZ (tecnología de cobertura azimuthal amplia). Con esto, se cuadriplicó la información sísmica 3D WAZ en el acervo histórico.2

    • A la fecha, hay 39 ARES vigentes de las cuales 18 son estudios con adquisición de datos y 21 proponen estudios de reprocesamiento de información.3
    Fuente:
    1Se consideran los estudios Ayatsil Pit, Centauro, Centauro Sur y Yaxiltun Oriente.
    2CNH (2018). Inventario de la Sísmica 3D e Inventario de Sísmica 2D, disponibles en: Información Digital
    3CNH (2018). Reporte de Autorizaciones de Reconocimiento y Exploración Superficial, disponible en: Reporte ARES
    Nota:
    Los levantamientos sísmicos con cobertura azimuthal amplia (WAZ) proveen datos de los trayectos de rayos que viajan en una amplia gama de direcciones. Este método ofrece una mejor iluminación sísmica del subsuelo, una relación señal-ruido más alta y un nivel mejorado de resolución sísmica en diversos ambientes geológicos complejos, tales como los ambientes presentes por debajo de cuerpos salinos grandes con formas complejas.

     

  • Exploración marina alcanza su mejor nivel en 30 años

    Exploración marina alcanza su mejor nivel en 30 años

    Publicado el 15 de Febrero de 2018
    • En el periodo 2018-2021, se perforarán 24 pozos exploratorios marinos cada año, conforme a los programas de inversión comprometidos.

    • Este nivel de exploración en mar es el más alto en los últimos 30 años, y se alcanza con 44% de participación de nuevos operadores.

    • Durante el periodo 2018-2021, se perforarán 43 pozos derivados de los nuevos contratos; en promedio 11 pozos al año (3 en aguas someras y 8 en aguas profundas cada año).
    Notas:
    1El número de pozos exploratorios de contratos para 2018-2021 corresponde a lo presentado por los contratistas en los planes de Exploración, Evaluación o Desarrollo (según corresponda). Para los contratos que todavía no tienen plan aprobado, la estimación se basa en el número de pozos comprometidos durante la licitación.
    2Los pozos exploratorios esperados para asignaciones de PEMEX se estiman considerando que se mantiene el ritmo de perforación observado en los últimos 7 años (2011-2017).

    Fuente:
    Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a Reporte de equipos de perforación y pozos y a los reportes de los resúmenes de cada licitación, disponibles en la sección de Licitaciones y Contratos de la página de Estadísticas.

     

  • Se consolida México como país atractivo de inversiones en aguas profundas

    Se consolida México como país atractivo de inversiones en aguas profundas

    Publicado el 6 de Febrero de 2018
    • La superficie de los contratos licitados en México en la ronda 2.4 fue de 66,425 km2; lo cual representa 78% menos que el área en Estados Unidos y 46% inferior a Brasil.
    • Sin embargo, el área de los contratos adjudicados en la última licitación en México fue de 44,178 km2; lo que es el doble del área adjudicada en Brasil y 21 veces más que la superficie en Estados Unidos.
    • Asimismo, la última licitación de aguas profundas en México recibió más ofertas por bloque, al promediar 2.1 por área, superior a 1.3 en Brasil y 1.1 en Estados Unidos.1
    • Finalmente, en México el porcentaje de utilidades al Estado es de 64.7%2, lo cual es mayor al promedio histórico de Estados Unidos en aguas profundas, estimado en 55%.3
    Fuente:
    1/ BOEM (2017). Sale Day Statistics, disponible en: https://www.boem.gov/Sale-249-Stats
    ANP (2017). Resultados consolidados por bloco, disponible en: http://www.brasil-rounds-data.anp.gov.br/relatoriosbid/Bloco/ConsolidadoBlocoDesktop/27
    2/ SHCP (2018). Comunicado sobre los resultados de la Cuarta Convocatoria de la Ronda Dos, disponible en: https://www.gob.mx/shcp/prensa/comunicado-145587
    3/ Original Government Take chart by Daniel Johnston Co.
  • Pemex se registra para la R2.4 a través de 6 consorcios y de manera individual

    Pemex se registra para la R2.4 a través de 6 consorcios y de manera individual

    Publicado el 26 de Enero de 2018
    • Para la última licitación de la Ronda 2, correspondiente a contratos de aguas profundas, Pemex podrá participar a través de 7 licitantes, ubicándose así como la empresa con mayor número de asociaciones en esta licitación.
    • En total se registraron 21 empresas a través de 26 licitantes: 9 individuales y 17 en consorcio.
    • Destaca que 9 empresas podrán participar a través de al menos tres licitantes, ya sea de forma individual o en consorcio. Mientras que únicamente BHP Billiton y ExxonMobil participaran sólo de forma individual.
    • 13 empresas inscritas para esta licitación, también participaron en la cuarta licitación de la ronda 1 en aguas profundas. En aquella licitación, Total fue la empresa con mayor adjudicación, al ganar 3 contratos, uno en asociación con ExxonMobil y dos en asociación con Statoil y BP, con los que vuelve a participar en la R2.4.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Tablero de empresas petroleras en México”
  • Alta productividad de pozos de gas en la cuenca de Veracruz Fuente:
    1 CNH (2018). Base de datos de producción por pozo. Se consideraron sólo los pozos con más de 24 periodos mensuales de producción y que han terminado de producir (sin producción desde diciembre de 2015).
    2Wood MacKenzie (2018). Eagle Ford Type Curve Review June 2017, disponible en: Wood Mackenzie
    mmpc: millones de pies cúbicos

    Alta productividad de pozos de gas en la cuenca de Veracruz

    Publicado el 23 de Enero de 2018
    • La producción acumulada promedio por pozo en la cuenca de Veracruz en los primeros 5 años de vida es de 4,921 mmpc, cantidad superior al pozo promedio en el mismo periodo de las siguientes regiones:
      • Burgos, cuya producción acumulada promedio por pozo está calculada en 1,404 mmpc;
      • El play no convencional de Eagle Ford Southeast, con producción promedio estimada en 1,788 mmpc por pozo;
      • El play no convencional de Eagle Ford Southwest, que alcanza 3,628 mmpc por pozo;
    • Esto significa que la recuperación promedio de hidrocarburos en un pozo en Veracruz es 250% superior respecto a un pozo en Burgos, 175% a un pozo en Eagle Ford Southeast, y 36% al pozo de Eagle Ford Southwest en sus primeros cinco años de producción.
    • El pozo estándar en la cuenca de Veracruz tiene un promedio de producción acumulada de gas natural durante su vida útil de 6,639 mmpc, que representa una producción 136% superior al promedio de producción acumulada de los pozos en la cuenca de Burgos (2,814 mmpc)1, y 117% más alto que la producción promedio acumulada por pozo en Eagle Ford Southeast, estimada en 3,049 mmpc.2
    • La producción acumulada promedio por pozo en Eagle Ford Southwest es 25% superior a la producción acumulada de un pozo en Veracruz, aunque el primero se trata de un play no convencional.
    • La cuenca de Veracruz tiene una extensión de 34,825 km2. El principal Play en la cuenca de Veracruz es de edad Mioceno, donde se ha producido principalmente gas seco y gas húmedo. Se han perforado históricamente 571 pozos productores, de los cuales se consideraron 226 pozos para este análisis.
  • Se esperan inversiones por más de 60 mil millones de dólares en contratos petroleros

    Se esperan inversiones por más de 60 mil millones de dólares en contratos petroleros

    Publicado el 28 de Diciembre de 2017
    • Las inversiones de los contratos de Exploración y Extracción de las Rondas 1 y 2, y las asociaciones estratégicas de PEMEX están estimadas en $61,012 mmUSD para los próximos 25 años.1
    • A la fecha, se han asignado 72 áreas contractuales. La Ronda 1 tiene asignadas 38 áreas contractuales, la Ronda 2 cuenta con 31 áreas asignadas –con una licitación pendiente- y 3 áreas en donde PEMEX tendrá un socio estratégico.
    • Los 9 contratos con áreas en Aguas Profundas cuentan con el 71% del total de la inversión esperada. Los 15 contratos en Aguas Someras suman el 24% de dicho monto mientras que la inversión de los 48 contratos con ubicación terrestre representan el 5% de la inversión esperada.
    Fuente:
    1 Comisión Nacional de Hidrocarburos (2017). Reporte de Inversión estimada de Contratos de Exploración y Extracción. El monto de las inversiones se refieren al Costo de Capital (CAPEX) asociado a las Actividades de Exploración y Extracción en cada contrato y suponen el éxito comercial de todos los bloques adjudicados.

    mmUSD: millones de dólares americanos
  • Se abre el diferencial de precios entre Brent y WTI

    Se abre el diferencial de precios entre Brent y WTI

    Publicado el 18 de Diciembre de 2017
    • El diferencial de los precios promedio del Brent y WTI se ha ampliado a partir de Octubre 2016. En ese mes, la diferencia fue cercana a cero: el Brent se cotizaba en $49.5 dólares por barril y el WTI en $49.8 dólares por barril.
    • En diciembre de 2017, el Brent ha promediado $64.1 dólares por barril, superando en $6.9 USD el precio del WTI, cuyo precio es $57.1.1 Esta diferencia es la mayor observada desde Marzo 2015, cuando alcanzó 8.1 USD.
    • Esta ampliación en el diferencial parece estar relacionada con una mayor producción de aceite en yacimientos no convencionales en Estados Unidos.
    • En octubre de 2017, la producción de aceite en yacimientos no convencionales en Estados Unidos llegó a 3,200 mbd, 18% superior a la producción en el mismo periodo de 2016.2.
    Fuente:
    1Comisión Nacional de Hidrocarburos (2017). Reporte de precios de petróleo y gas. El promedio de precios en Diciembre 2017 se calcula hasta el 13 de diciembre de 2017.
    2EIA (2017). How much shale oil is produced in the United States?. Disponible en: https://www.eia.gov/tools/faqs/faq.php?id=847&t=6; se considera la producción en el estado de Texas y la cuenca de Permian.

    Mbd: miles de barriles diarios
    USD: dólares americanos
  • Potencial petrolero de México: el más alto en el continente americano

    Potencial petrolero de México: el más alto en el continente americano

    Publicado el 11 de Diciembre de 2017
    • El promedio de las Reservas Recuperables en campos marinos de aceite descubiertos en México es 8 veces más grande que el promedio de las reservas recuperables en campos de Estados Unidos y 2 veces más grande que en Brasil.
    • 88% de los campos marinos descubiertos en México tienen Reservas Recuperables más grandes que el valor de la mediana de los campos en Estados Unidos y 66% son más grandes que la mediana de Brasil.
    • Los descubrimientos de reservas recuperables más grandes del país son: Akal (15,499 MMb), Ku (3,231 MMb), Maloob (2,693.71), Abkatún (2,415 MMb) and Zaap (1,856 MMb).
    • Los descubrimientos marinos más recientes en México son: Zama (680 MMb) y la reconsideración de reservas en Amoca (400 MMb).1.
    Notas:
    1Considera un volumen de aceite de 1,700 Mmbpce para Zama y 1,000 Mmbpce para Amoca, con un radio de reservas recuperables de 40%. Se asume que las reservas recuperables son aceite.

    Wood Mackenzie identifica 237 campos de aceite en Brasil y 548 en Estados Unidos

    MMbpce: millones de barriles de petróleo crudo equivalente
    MMb: millones de barriles

    Fuente: Para Brasil y EUA: Wood Mackenzie Upstream Data Tool. Considera reservas recuperables al año de descubrimiento en campos marinos. Las reservas recuperables se definen como “el total de reservas de aceite, gas, condensados y GNL que son recuperables”.
    Para México: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Ver más en el reporte “2017 Reservas por campo”".
  • 52% de la producción nacional es crudo pesado para exportación

    52% de la producción nacional es crudo pesado para exportación

    Publicado el 29 de Noviembre de 2017
    • De enero a octubre de 2017, la producción de petróleo alcanzó en promedio 1,966 mbd (miles de barriles diarios). 1,061 mbd se clasificaron como petróleo pesado y extra-pesado y 93% de este volumen se produjo en campos costa afuera.
    • La producción de crudos ligeros y medianos alcanzó 904 mbd, de los cuales, 32% corresponde a tierra y 68% a producción marina.
    • Por un lado, prácticamente toda la producción de crudo pesado (crudos Maya y Altamira) se envía a exportación. En el periodo de enero a octubre de 2017 se exportaron 1,024 mbd.
    • Por otro lado, 88% del crudo ligero (crudos Olmeca e Istmo) se envió a refinerías nacionales, con volúmenes promedio de consumo de 798 mbd.
    Notas: Se utiliza la clasificación por grados API publicada en el DOF el 16-2-2015, Súper-ligero (39°<API), Ligero (31.1<API<=39), Mediano (22.3<API<=31.1), Pesado (10<API<=22.3) y Extra-pesado (API<10).
    Las mezclas de crudo a exportación tienen los siguientes grados API: Altamira (15.5° a 16.5° API), Maya (21° a 22° API), Istmo (32° a 33° API) e Olmeca (38° a 39° API). Disponible en: http://www.pmi.com.mx/Paginas/Tipoproducto.aspx?IdSec=14
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a "Producción de petróleo por clasificación de grados API" y "Exportación de Petróleo".
  • Istmo de Tehuantepec en México: mejor alternativa al Canal de Panamá

    Istmo de Tehuantepec en México: mejor alternativa al Canal de Panamá

    Publicado el 24 de Noviembre de 2017
    • México es una alternativa para comunicar los hidrocarburos producidos en el Golfo de México con el mercado asiático, vía Istmo de Tehuantepec.
    • El tiempo de traslado a Chiba, Japón vía Canal de Panamá toma alrededor de 25 días.1 El tiempo estimado de traslado vía Istmo de Tehuantepec es de alrededor de 17 días.2 Lo anterior implica que transportar hidrocarburos a Asia vía Istmo de Tehuantepec es 32% más rápido.
    • Japón importó 3.1 millones de barriles diarios en el periodo enero-octubre de 2017.3 Satisfacer esta demanda vía Canal de Panamá resultaría en un cuello de botella, ya que en el mismo periodo se estima que sólo han transitado 50 buques cargados de petróleo, con una capacidad de 500,000 barriles cada uno.4 Esto equivale al 3% de la demanda de Japón.
    • A través del ducto existente5 en el Istmo de Tehuantepec se pueden transportar hasta 351,000 barriles diarios, equivalente al 11% de la demanda de Japón, con la posibilidad de construir nuevos oleoductos para incrementar la capacidad de transporte.
    Fuente:
    1SeaRates.com Digital Broker & Freight Forwarder. Se considera solamente el viaje de ida. El traslado marítimo considera una distancia de 9,150 mn entre Louisiana y Chiba y 6,589 mn entre Salina Cruz y Chiba. El tiempo de transito se estima viajando a 18 nudos. El tiempo de espera promedio para cruzar el Canal de Panamá es de 2 días.
    2ídem
    3Cálculos propios con información de la Agencia Internacional de Energía. Disponible en: https://www.jodidata.org/oil
    4Estimaciones propias con información de la Autoridad del Canal de Panamá. Disponible en: https://www.pancanal.com/eng/op/transit-stats
    5PEMEX (2017) Ducto Nuevo Teapa-Salina Cruz 48”. Disponible en: http://www.pemex.com/nuestro-negocio/logistica/Documents/01%20Capacidades%20Finales%20%20Ductos%20para%20el%20BE.pdf
    m.n. = milla náutica
  • México: la mejor alternativa para exportar Gas Natural a Asia

    Nota metodológica de tarifa marítima:
    El flete marítimo considera una distancia de 9,149 mn entre Louisiana y Tokio y 5,987 mn entre Manzanillo y Tokio. La tarifa de renta de un buque se estima en 130,000 USD/día. El consumo de combustible es de 35 USD/mn viajando a 18 nudos. Se consideran dos días adicionales para la carga y descarga del buque. En el trayecto que parte de Louisiana se adiciona una tarifa de cruce en el Canal de Panamá de $0.20 USD/MMBTU. El tiempo de espera promedio para cruzar el Canal es de 2 días. La renta del buque debe costearse ida y vuelta.

    México: la mejor alternativa para exportar Gas Natural a Asia

    Publicado el 15 de Noviembre de 2017
    • México podría ofrecer salidas de exportación para el gas natural producido en la cuenca de Permian. Por ejemplo, el puerto de Manzanillo tiene una capacidad de regasificación de 500 mmpcd¹. Esta central podría reconfigurarse para licuar y exportar Gas Natural Licuado (GNL) a Asia.
    • El tiempo de traslado del GNL a Japón desde Manzanillo podría ser 39% menor comparado con la ruta desde Louisiana, pasando de 23 a 14 días.²
    • El costo de transporte marítimo a Japón desde Louisiana se estima en $2.40 USD/ mmBTU (incluyendo una tarifa para cruzar el Canal de Panamá de $0.20 USD/mmBTU); desde Manzanillo se proyecta en $1.36 USD/mmBTU.³
    • La tarifa de transporte por ducto desde el hub de Waha en Texas (cercano a la cuenca de Permian) hasta Manzanillo se estima en $0.45 USD/mmBTU4 (considerando un ducto de transporte de gas natural de 1,978 kilómetros5). En cambio, el costo de transporte por ducto de Waha a Henry Hub es de $0.25 USD/mmBTU.6
    • Sumando las tarifas de transporte marítimo y por ducto, exportar gas natural de la cuenca de Permian (Hub de Waha) a Japón, desde Manzanillo implicaría un costo de $1.81 USD/mmBTU, 32% menor al costo desde Louisiana, estimado en $2.65 USD/mmBTU.
    Fuente:
    1SENER (2013). Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P. 2013-2017, disponible en: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/62950/Prospectiva_de_Gas_natural_y_Gas_L.P._2013-2027.pdf
    2SeaRates.com Digital Broker & Freight Forwarder
    3Estimaciones propias con base en U.S. Natural Gas (LNG) Exports: Opportunities and Challenges (Ripple, 2016). Para más detalle, ver nota metodológica
    4Estimaciones propias con los costos de construcción de los gasoductos de la ruta Waha-Guadalajara, considerando una vida útil de 25 años, 30% de gasto operativo a lo largo del proyecto y un uso de capacidad de 70%. Para el gasoducto Guadalajara-Manzanillo, se asignó la capacidad e inversión promedio de la ruta Waha-Guadalajara. Fichas Técnicas sobre la inversión y capacidad de cada ducto disponibles en: http://www.cfe.gob.mx/Licitaciones/Licitaciones/Paginas/PrincipalesProyectos.aspx
    5La distancia es la suma de la longitud de los gasoductos en la Ruta Waha-Manzanillo, de acuerdo a las Fichas Técnicas disponibles en: http://www.cfe.gob.mx/Licitaciones/Licitaciones/Paginas/PrincipalesProyectos.aspx
    6El costo de transporte por ducto de Waha a Henry Hub se estima como la diferencia entre el precio promedio spot de Henry Hub y el precio promedio spot de Waha en la primer semana de noviembre de 2017. Fuente: Platts
    mmpcd: Millones de pies cúbicos diarios
    USD/mmBTU: Dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica)
    mn: Millas náuticas
  • Más de la mitad de los recursos prospectivos* de México se concentran en 2 cuencas petroleras

    Más de la mitad de los recursos prospectivos* de México se concentran en 2 cuencas petroleras

    Publicado el 08 de Noviembre de 2017
    • Para 2017, México cuenta con un volumen de 112.8 MMMbpce de recursos prospectivos. Las cuencas Tampico-Misantla y Golfo de México Profundo representan en conjunto el 58% de estos recursos.
    • Los recursos prospectivos de Tampico-Misantla se estiman en 37.1 MMMbpce, que significan el 33% del total de recursos.
    • Por su parte, los recursos prospectivos del Golfo de México Profundo se estiman en 28 MMMbpce, y representan el 25% del total de recursos.
    • Las Cuencas del Sureste, Sabinas-Burro-Picachos y Burgos acumulan el 38% de los recursos prospectivos. Mientras que las cuencas de Veracruz, Plataforma de Yucatán y Cinturón Plegado de Chiapas significan en conjunto apenas el 4% del total.
    MMMbpce: miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
    *Recurso prospectivo: volumen de hidrocarburos en acumulaciones que no han sido descubiertas, el cual se considera potencialmente recuperable con base en la información disponible.
    Por otro lado, el término “Reservas” se refiere al volumen de hidrocarburos en acumulaciones descubiertas, que se prevé serán recuperadas comercialmente.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información consulta el nuevo reporte “Recursos Prospectivos”.
  • Actividad exploratoria y producción acumulada costa afuera 1976-2016

    Actividad exploratoria y producción acumulada costa afuera 1976-2016

    Publicado el 31 de Octubre de 2017
    • De 1976 a 2016, México perforó 316 pozos exploratorios en el Golfo de México (GdM), mientras Brasil perforó 2,420 pozos costa afuera y Estados Unidos 6,076 en el GdM.
    • Con el 5% y 13% de los pozos exploratorios marinos, México descubrió y produjo 1.6 veces más hidrocarburos que los Estados Unidos; y, 2.8 veces más que Brasil, respectivamente.
    Fuente:
    1\ Wood Mackenzie Upstream Data Tool: Considera pozos exploratorios terminados entre 1976 y 2016. Para México y Estados Unidos, se consideran sólo pozos en el Golfo de México.
    2\ Producción Acumulada: La información de Brasil y Estados Unidos proviene de Wood Mackenzie Upstream Data Tool: Considera descubrimientos realizados entre 1976 y 2016.
    La información de México está disponible en : Estadisticas
    MMBPCE: Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
  • Producción petrolera registra caída del 10%

    Producción petrolera registra caída del 10%

    Publicado el 19 de Octubre de 2017
    • En septiembre de 2017, la producción nacional de petróleo se ubicó en 1,732 Mbd (miles de barriles diarios), mientras que en el mes anterior se produjeron 1,932.1 Mbd, lo que representa una disminución del 10%.
    • Los trabajos adelantados de mantenimiento realizados por Pemex durante los primeros días de septiembre en el activo Ku-Maloob-Zaap* tras el paso del huracán Harvey, provocaron una disminución del 16% en la producción de dicho activo. Esto afectó notablemente al indicador nacional ya que en lo que va de 2017, más de 4 de cada 10 barriles se produjeron por Ku-Maloob-Zaap.
    Nota: El Activo Ku-Maloob-Zaap está compuesto por los campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab, Lum y Ayatsil
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse al “Tablero de producción de Petróleo y Gas”
  • Farmouts de Pemex representan el 23% de su inversión en 2017

    Farmouts de Pemex representan el 23% de su inversión en 2017

    Publicado el 12 de Octubre de 2017
    • Derivado de las licitaciones celebradas de farmouts, Pemex comprometió inversiones de sus socios por $2,513.52 millones de dólares (mmusd) provenientes de los tres bloques adjudicados: Trion, el 5 de diciembre de 2016 y Cárdenas-Mora y Ogarrio, el 4 de octubre de este año.
    • Los $2,513.52 mmusd están compuestos por: $1,974 mmusd para la cuenta conjunta de inversión en Trion, $166.5 mmusd en Cárdenas-Mora y $373.02 mmusd para Ogarrio. Mientras que el Estado recibirá $93.25 mmusd.
    • Las aportaciones a Pemex representan el 23.3% del estimado para todas sus inversiones de capital ejercidas y por ejercer durante 2017\¹.
    Nota: La distribución de bonos se realizó de la siguiente manera:
    • Trion: Pemex (90%) y Estado (10%)
    • Cárdenas-Mora: Pemex (Primeros 69 mmusd + el 80% del restante) y Estado (20% del restante).
    • Ogarrio: Pemex (Primeros 59.6 mmusd + el 80% del restante) y Estado (20% del restante)
    Fuente: ¹\Pemex http://www.pemex.com/ri/finanzas/Paginas/InversionCifras.aspx y Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a "Resultados de la licitación TRION", "Resultados de la licitación CARDENAS-MORA", "Resultados de la licitación OGARRIO"
  • Reducción del 73% en quema y venteo de gas

    Reducción del 73% en quema y venteo de gas

    Publicado el 3 de Octubre de 2017
    • En agosto de 2017, Pemex quemó y venteó 128.2 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas natural. Esto equivale a una reducción de 352.4 MMpcd con respecto al mismo mes en 2016. En perspectiva, esta reducción representa el 9% del gas natural producido en el país en agosto de 2017.
    • La mayor reducción se logró en el activo de Ku-Maloop-Zaap con 173.1 MMpcd, seguido por el activo Abkatún-Pol Chuc, con una disminución de 103.7 MMpcd, lo que representa una disminución del 85% y 95% en este indicador, respectivamente.
    • La mejora en el aprovechamiento del gas se observa tras la publicación en enero de 2016 de las Disposiciones técnicas para el aprovechamiento del gas natural por parte de la CNH y a los programas correctivos que se han implementado a partir de éstas.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Seguimiento a la quema y venteo de gas natural asociado”
  • El 57% de la inversión tiene participación mexicana

    El 57% de la inversión tiene participación mexicana

    Publicado el 22 de Septiembre de 2017
    • Derivado de las 7 licitaciones celebradas de la ronda 1 y 2, las empresas mexicanas registran una inversión aprobada e inversión comprometida por $689 millones de dólares (mmusd), empresas mexicanas asociadas con extranjeras $667 mmusd y empresas extranjeras $1,030 mmusd.
    • Para los bloques en tierra se alcanza una inversión de $827 mmusd, de los cuales, el 83% corresponde a empresas mexicanas. Para bloques en aguas someras, se suma una inversión de $1,072 mmusd y el 47% de este monto corresponde a empresas mexicanas en asociación con extranjeras.
    • Para los bloques de aguas profundas, Pemex y Sierra han adjudicado bloques en asociación con empresas extranjeras, lo que representa el 14% de la inversión comprometida en la R1.4.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Inversiones en Contratos”, “Resultados de la Ronda 1.4”, “Resultados de la Ronda 2.1”, “Resultados de la Ronda 2.2” y “Resultados de la Ronda 2.3”.
  • Contratistas perforarán 104 pozos

    Contratistas perforarán 104 pozos

    Publicado el 12 de Septiembre de 2017
    • Las 7 licitaciones realizadas de la ronda uno y dos, han detonado la perforación de 104 pozos. De los cuales, 66 son exploratorios y 38 son de desarrollo.
    • De los planes aprobados para las licitaciones uno, dos y tres de la ronda uno, se desprende la perforación de 51 pozos, 13 exploratorios costa afuera y 38 de desarrollo terrestres.
    • Para las licitaciones R1.4, R2.1, R2.2 y R2.3, se tiene un compromiso de inversión equivalente a la perforación de 53 pozos exploratorios*; de los cuales, 26 se perforarán en tierra y 17 costa afuera.
    • Los 66 pozos exploratorios de contratistas equivalen a la perforación exploratoria de Pemex de los últimos 3 años (2014-2016).
    * Estimado con base en las ofertas de inversión adicional de los licitantes ganadores.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Inversiones en Contratos”, “Resultados de la Ronda 1.4”, “Resultados de la Ronda 2.1”, “Resultados de la Ronda 2.2” y “Resultados de la Ronda 2.3”.
  • Más de $2,385 millones de dólares de inversión aprobada y comprometida en 7 licitaciones

    Más de $2,385 millones de dólares de inversión aprobada y comprometida en 7 licitaciones

    Publicado el 6 de Septiembre de 2017
    • A la fecha se han aprobado inversiones por $1,142 millones de dólares (mmusd) para los bloques adjudicados de las tres primeras licitaciones de la ronda uno.
    • Para las licitaciones 1.4, 2.1, 2.2 y 2.3, se tiene un compromiso de inversión* de al menos $1,245 mmusd. En los próximos meses la CNH aprobará las inversiones correspondientes a estas licitaciones.
    • En total, las inversiones relacionadas a la etapa inicial de estos proyectos alcanzan $2,387 millones de dólares. En caso de éxito comercial, las inversiones totales podrían superar los $50 mil mmusd**.
    * Estimada con base en el Programa Mínimo de Trabajo y a las ofertas de inversión adicional de los licitantes ganadores.
    ** Si se considera Trion, las inversiones alcanzarían más de $60 mil mmusd.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Inversiones en Contratos”, “Resultados de la Ronda 1.4”, “Resultados de la Ronda 2.1”, “Resultados de la Ronda 2.2” y “Resultados de la Ronda 2.3”.
  • Importación de gas natural supera a la producción nacional

    Importación de gas natural supera a la producción nacional

    Publicado el 30 de Agosto de 2017
    • En junio de 2017, la producción de gas natural seco se ubicó en 3,164 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), mientras que las importaciones alcanzaron 5,027 MMpcd, lo que representó un incremento del 3.6% con respecto al mes anterior.
    • Desde 2016, el volumen de gas natural importado es mayor al registrado por la producción nacional.
    • El diferencial entre las importaciones y la producción pasó de 709 MMpcd en 2016 a 1,863 MMpcd en junio de 2017. Es decir, la brecha entre las importaciones y la producción registró un incremento del 162%.
    Fuente: Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía, para mayor información dirigirse al reporte de “Balance de Gas Natural”
  • Ku-Maloob-Zaap logra reducción de más del 50% en la quema y venteo de gas natural

    Ku-Maloob-Zaap logra reducción de más del 50% en la quema y venteo de gas natural

    Publicado el 22 de Agosto de 2017
    • El activo Ku-Maloob-Zaap, está compuesto por los campos: Ayatsil, Bacab, Ku, Lum, Maloob y Zaap. En junio de 2017, el 44% de la producción nacional de aceite provino de este activo.
    • El 15 de noviembre de 2016, la CNH sancionó a PEMEX por incumplimiento en las metas de aprovechamiento de gas en este activo. Derivado de esto, PEMEX presentó un programa de acciones correctivas por un monto de 3,028 millones de dólares para el periodo 2016-2019
    • Como resultado de las acciones correctivas, en el primer semestre de 2017 se logró una reducción de la quema y venteo de gas natural del 55%, al pasar de 197 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) en enero a 88.3 MMpcd en junio.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Seguimiento a la quema y venteo de gas natural asociado”
  • Cinco campos producen el 53% del petróleo nacional

    Cinco campos producen el 53% del petróleo nacional

    Publicado el 16 de Agosto de 2017
    • Para junio de 2017, los cinco campos con mayor producción de petróleo del país, ordenados de acuerdo con su posición, fueron: Maloob, Zaap, Xanab, Ku y Xux. En conjunto, produjeron 1,063.3 mil barriles diarios (Mbd), de un total nacional de 2,009.6 Mbd.
    • Los campos Xanab y Xux comenzaron su producción en 2009 y 2014, respectivamente. Para el primer semestre de 2017, alcanzaron una producción promedio por pozo de 13.8 Mbd y 5.1 Mbd, respectivamente.
    • Mientras que los campos Maloob, Zaap y Ku, vieron su primer barril en 1985, 1992 y 1981, respectivamente. Por su parte, alcanzaron en el primer semestre de 2017, una producción promedio por pozo de 5.1 Mbd, 5.5 Mbd y 3.2 Mbd, respectivamente
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Producción nacional de petróleo y gas”
  • Cuencas de gas natural no asociado en su nivel más bajo de los últimos 15 años

    Cuencas de gas natural no asociado en su nivel más bajo de los últimos 15 años

    Publicado el 7 de Agosto de 2017
    • En el primer semestre de 2017, la producción de las principales cuencas gas natural no asociado* cayó 57% respecto al nivel alcanzado 10 años atrás y se ubica en su punto más bajo de los últimos 15 años.
    • La perforación de pozos en estas cuencas ha disminuido desde el año 2006, lo que ha impactado directamente en el nivel producción. En lo que va de 2017, no se han perforados nuevos pozos.
    • La caída en la producción del gas no asociado está relacionada con el desplome del precio de este hidrocarburo, el cual perdió el 55% de su valor en 10 años.
    * Cuenca de Burgos, Plataforma Burro-Picachos, Sabinas y Veracruz.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Reporte de equipos de perforación y pozos”, “Precios de petróleo y gas”, “Producción nacional de petróleo y gas”.
  • Repunta el número de equipos de perforación marina

    Repunta el número de equipos de perforación marina

    Publicado el 31 de Julio de 2017
    • En junio de 2017, se registraron 15.5 equipos de perforación para la exploración costa afuera, el mayor número de los últimos 10 años.
    • Cerca de uno de cada dos equipos dedicados a exploración marina, fueron operados por nuevos contratistas.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Reporte de equipos de perforación y pozos”.
  • México importa el 81% de su consumo de gas natural

    México importa el 81% de su consumo de gas natural

    Publicado el 20 de Julio de 2017
    • En el mes de abril de 2017, último dato disponible, se importó el 81% del gas natural consumido a nivel nacional*.
    • El consumo nacional*, ascendió a 5,810 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), y se registraron importaciones por 4,683 mmpcd.
    • A inicios de 2015 las importaciones significaban el 59% del consumo de gas natural; en lo que va de 2017 este porcentaje se disparó por encima de 80%.
    * El consumo nacional se considera como la oferta de gas natural una vez descontado el consumo de Pemex.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Balance de Gas Natural”
  • Descubrimientos por empresas privadas en el Golfo de México

    Descubrimientos por empresas privadas en el Golfo de México

    Publicado el 13 de Julio de 2017
    • La empresa Talos Energy LLC descubrió la existencia de aceite ligero como resultado de la perforación del pozo Zama-1. Este es uno de los descubrimientos más grandes en el mundo desde el año 2000.
    • De acuerdo con cálculos de la propia compañía el recurso encontrado oscila entre los 1,400 y 2,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
    • La empresa Eni anuncia el incremento de los recursos estimados en el campo Amoca hasta los 1,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con información de WoodMackenzie, "Talos Energy LLC" y "ENI", para mayor información dirigirse a los comunicados publicados en los vínculos de las empresas o "Boletín de Prensa 021" de la CNH
  • Licitantes precalificados Rondas 2.2 y 2.3

    Licitantes precalificados Rondas 2.2 y 2.3

    Publicado el 6 de Julio de 2017
    • El 12 de julio se llevará a cabo la presentación y apertura de propuestas para la 2ª y 3ª licitación de Ronda 2.
    • Se registran 11 empresas precalificadas para la Ronda 2.2 y 28 para la Ronda 2.3.
    • Para la Ronda 2.2: 55%, 6 empresas son mexicanas.
    • Para la Ronda 2.3: 75%, 21 empresas son mexicanas.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte: “Empresas petroleras en México".
    Se extiende la invitación para seguir la transmisión del acto de presentación y apertura de propuestas de la segunda y tercera licitación de la Ronda 2 el próximo miércoles 12 de julio de 2017 por medio de la siguiente liga: https://www.youtube.com/channel/UCB5ZTtQx6tzV4zBdaNY-qhA
  • Resultados de la Ronda 2.1

    Resultados de la Ronda 2.1

    Publicado el 22 de Junio de 2017
    • En la primera licitación de la Ronda 2, se adjudicaron 10 áreas contractuales a 12 empresas.
    • Es la primera vez que empresas de Alemania, España y Rusia, se les adjudica con un área contractual en licitaciones.
    • PEMEX obtuvo dos bloques, uno en consorcio con DEA Deutsche Erdoel y otro en consorcio con Ecopetrol.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en “Resultados de la Ronda 2.1"“Resultados de la Ronda 2.1". 
  • Producción Nacional de Petróleo

    Producción Nacional de Petróleo

    Publicado el 14 de Junio de 2017
    • La producción de Petróleo en México fue de 2,013 miles de barriles diarios en el mes de abril de 2017.
    • Los principales campos productores de petróleo en México son Maloob, Zaap, Xanab, Ku y Xux. En conjunto produjeron 1,056 miles de barriles diarios en promedio durante abril.
    • Los campos que tienen mayor producción de petróleo se encuentran en aguas someras del Golfo de México.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el “Tablero de Producción de Petróleo y Gas".
    Mbd: Miles de barriles diarios.
  • Reservas de hidrocarburos 2017

    Reservas de hidrocarburos 2017

    Publicado el 07 de Junio de 2017
    • Las reservas 3P de México, al 1 de enero de 2017, se ubicaron en 25,858 mmbpce.
    • Los descubrimientos en los campos Doctus, Nobilis, Pokche, Teca y Uchbal, contribuyeron con incremento de 684 mmbpce.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte “Reservas por campo 2017“, xlsx y pdf y en http://www.gob.mx/cnh/documentos/presentaciones-sobre-reservas.
    Nota: Datos de reservas al 1 de enero de 2016 y 2017.
    Otros: Incluye los Desarrollos, las Delimitaciones y las Revisiones
    mmbpce: millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
  • Participantes en la Ronda 2.1

    Participantes en la Ronda 2.1

    Publicado el 02 de Junio de 2017
    • 25 licitantes precalificaron en el proceso de licitación de la Ronda 2.1., 20 individuales y 5 consorcios.
    • Entre los licitantes precalificados hay 26 empresas participantes.
    • Las empresas participantes provienen de 15 países, 4 empresas son mexicanas.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información consultar el reporte “Empresas Petroleras en México” y la página http://rondasmexico.gob.mx.
    ¹Considera las empresas que participan individualmente o como parte de un consorcio.
  • Pagos al Estado por exploración y extracción de hidrocarburos

    Pagos al Estado por exploración y extracción de hidrocarburos

    Publicado el 25 de Mayo de 2017
    • Entre enero y febrero de 2017, el Fondo Mexicano del Petróleo recibió 4,080 millones de dólares (mmUSD) por actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.
    • Los pagos al estado en 2015 fueron de 26,819 mmUSD y en 2016 de 16,891 mmUSD.
    • La mayor porción se refiere al Derecho de Utilidad Compartida, que representa el 86.76%, en lo que va de 2017*.
    Fuente: Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (http://www.fmped.org.mx/estadisticas/). Más información en el reporte “Pagos por Hidrocarburos".
    *Incluye los meses de Enero y Febrero de 2017.
    **Otros: Derecho de Exploración, Cuota Contractual, Regalía Base y Regalía Adicional.
  • Inversiones asociadas a Contratos de la R1

    Inversiones asociadas a Contratos de la R1

    Publicado el 17 de Mayo de 2017
    • Las Áreas Contractuales de la Ronda 1 cuentan con una inversión total aprobada de 1,076 millones de dólares para el periodo del 2015 al 2020.
    • El 71% de las inversiones aprobadas están programadas para ejercerse durante 2017.
    • El 57% de las inversiones aprobadas en la Ronda 1 corresponden a la ejecución de los Planes de Evaluación asociados a la Segunda Licitación.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, con información proporcionada por los Contratistas. Más información en el reporte “Inversiones en Contratos”.
    Cifras en millones de dólares
  • Equipos de perforación en México

    Equipos de perforación en México

    Publicado el 10 de Mayo de 2017
    • Durante marzo de 2017, 25 equipos de perforación estuvieron activos a nivel nacional, 17 en actividades de exploración y 8 en desarrollo.
    • 3 de los 25 equipos operan en áreas contractuales.
    • De 2009 a 2017* se observa una disminución del 87% en el total de equipos activos en el país.
    • Los equipos en actividades de desarrollo han mostrado la mayor disminución, pasando de 150 en promedio durante 2009 a 19 en 2016.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en los reportes "Equipos de Perforación".
    Incluyen datos de equipos en asignaciones y áreas contractuales.
    Se modificó este reporte con información actualizada en junio de 2017.
    * Promedio de enero a marzo.
  • Crecimiento de la producción nacional de petróleo en marzo de 2017

    Crecimiento de la producción nacional de petróleo en marzo de 2017

    Publicado el 04 de Mayo de 2017
    • La producción nacional de petróleo creció 0.1% en marzo de 2017, respecto al mes anterior.
    • El volumen de petróleo producido se ubicó en 2,019 mbd, rompiendo su tendencia a la baja por primera vez desde marzo de 2016.
    • Los principales incrementos se observaron en los campos Xanab, Maloob, Xux, Ayatsil y Zaap.
    • En conjunto el resto de los campos disminuyeron su producción en 21.1 mbd.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en los reportes "Producción nacional de petróleo y gas" y "Producción de petróleo por campo" reports.
    mbd: miles de barriles diarios.
  • Terminación del pozo exploratorio Koban-1: productor comercial de gas y condensado

    Terminación del pozo exploratorio Koban-1: productor comercial de gas y condensado

    Publicado el 26 de Abril de 2017
    • El 31 de marzo de 2017 PEMEX terminó el pozo exploratorio Koban-1 resultando productor de gas y condensado.
    • El pozo tiene un tirante de agua de 12 metros y una profundidad vertical de 6,425 metros.
    • El intervalo de 67 metros, con cima a 6,164 mvbmr y base a 6,231 mvbmr, mostró una presión de 611 kg/cm2.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte "Actividad Exploratoria".
    mvbmr: metros verticales bajo mesa rotaria.
  • Reservas Probadas 2017

    Reservas probadas a 2017

    Publicado el 19 de Abril de 2017
    • Las reservas probadas (1P) al 1º de enero de 2017 fueron de 9,161 mmbpce.
    • Esta cifra representa una disminución del 10.6% respecto a reportado en 2016 (10,243 mmbpce).
    • El 77% del volumen de reserva 1P corresponde a Aceite (7,037 mmb).
    • La región Marina Noreste concentra el 53% del total de reservas 1P.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte “Reservas 1P por campo 2017".
    mmbpce: millones de barriles de petróleo crudo equivalente / mmb: millones de barriles.
  • Terminación del pozo exploratorio Teekit-1001: productor comercial de aceite pesado

    Terminación del pozo exploratorio Teekit-1001: productor comercial de aceite pesado.

    Publicado el 12 de Abril del 2017
    • El 12 de febrero de 2017 se terminó el pozo exploratorio Teekit-1001 resultando productor de aceite de 22.4 °API
    • De la prueba de producción resultaron una cima de 3,083 mvbmr y una base de 3,116 mvbmr con una presión de 328.9 kg/cm2.
    • Tiene un tirante de agua de 30 metros y la profundidad de la perforación del pozo es de 3,613 metros.
    Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte "Actividad Exploratoria".
    mvbmr: metros verticales bajo mesa rotaria.
  • Importaciones de Gas Natural

    Importaciones de Gas Natural

    Publicado el 04 de Abril de 2017
    • En 2015, las importaciones de gas natural representaron el 67% de la demanda nacional, sin considerar el sector petrolero.
    • Las importaciones de gas natural alcanzaron 4,200 millones de pies cúbicos diarios en 2016.
    • Las importaciones se han incrementado en 188% desde 2010.
    La demanda sin Sector petrolero para 2016 corresponde a la estimación de la "Prospectiva de Gas Natural 2016-2030" de SENER.
    Fuente: Energy Information Administration (EIA) y Sistema de Información Aranceleria Vía (SIAVI). Más información en el reporte “Mercado de Gas Natural".

SISTEMA DE INFORMACIÓN DE HIDROCARBUROS

Visita el Sistema de Información de Hidrocarburos en el cual podrás consultar y descargar la producción histórica de petróleo y gas por pozo, además de las series estadísticas de interés para el sector petrolero mexicano de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

TABLEROS INTERACTIVOS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

EMPRESAS PETROLERAS EN MÉXICO

REPORTES ESTADÍSTICOS

Estos reportes buscan dar seguimiento puntual al desempeño del sector y ofrecer información estadística oportuna relacionada con la exploración y extracción de hidrocarburos.

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PRINCIPALES PROYECTOS

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