1. No category

ENERO 2016
GACETA
#09
1
Editorial
Gaceta Comexi es una gaceta digital de
consulta mensual, accesible y útil para todo
público; la cual habla sobre temas actuales
y de interés común, como la economía y
el dólar, también sobre innovaciones en la
ciencia y la tecnología, sobre diferentes
ingenierías, obras públicas, finanzas, estadísticas y algunas novedades interesantes.
La finalidad primordial de esta gaceta es
compartir parte de la experiencia que se
ha tenido desde hace 15 años, así como
proporcionar información relevante y de
utilidad en cuanto a los temas mencionados.
El equipo de Gaceta Comexi le da las
gracias por seguirnos hasta ahora.
Contenido
pág.
Índices de Precios INEGI.
3
El Dólar.
6
Tasa de Interés (TIIE).
7
Pemex recupera Petróleo con la
Compañía de Nitrógeno de Cantarell.
8
Proyecto de Combustibles Limpios.
9
El Aprovechamiento del Gas
Natural Asociado en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
11
2
Índices de Precios INEGI
Obra INPP
Índices Nacionales de Precios del Productor
con mayor incremento.
Noviembre a Diciembre 2015.
Índices Nacionales de Precios del Productor
con mayor incremento.
Enero a Diciembre 2015.
3
Generales INPP
Índices Nacionales de Precios del Productor
total SCIAN 2007 con mayor incremento.
Noviembre a Diciembre 2015.
Índices Nacionales de Precios del Productor
total SCIAN 2007 con mayor incremento.
Enero a Diciembre 2015.
4
5
El Dólar
10 / 31 Diciembre 2015
4 / 14 Enero 2016
6
Tasa de Interés (TIIE)
10 / 31 Diciembre 2015
4 / 14 Enero 2016
7
Pemex recupera Petróleo con la Compañía
de Nitrógeno de Cantarell
El día 11 de enero de 2016 Petróleos Mexicanos público en su página www.pemex.com el
comunicado en donde da a conocer la firma de un contrato de servicios de suministro de
nitrógeno con la Compañía Nitrógeno de Cantarell S.A. de C.V, una empresa de The Linde
Group, para campos de aguas someras. El contrato fue firmado por Gustavo Escobar,
encargado de despacho de la Dirección Corporativa de Procura y Abastecimiento de Pemex
(DCPA), y por el director de la citada compañía, Guillermo A. Locht.
En el comunicado explica que el proyecto tiene la finalidad de recuperar 800 millones de
barriles de petróleo en los próximos 11 años a través de la aplicación del proceso de
mantenimiento de presión en pozo mediante el suministro de este gas. En 1997 Pemex
realizó un análisis de alternativas de fluidos para inyectar al campo Cantarell, comprobando
que el gas nitrógeno es la mejor opción para la recuperación de crudo, por lo cual se
instrumentó el proceso de licitación pública internacional para el suministro de 1,200
millones de pies cúbicos diarios por parte de la compañía Nitrógeno de Cantarell.
8
Proyecto de Combustibles Limpios
Petróleos Mexicanos está avanzando con
el proyecto de combustibles limpios así lo
mencionó en su página www.pemex.com el
10 de enero de 2016 con este proyecto se
pretende reducir 12 mil toneladas anuales
de bióxido de azufre en emisiones.
NOM-EM-005-CRE-2015 referente a las especificaciones de calidad de los petrolíferos.
Con este proyecto Pemex producirá diesel
de alta calidad, disminuyendo significativamente su concentración de azufre de 500 a
15 partes por millón, lo cual representa una
reducción de emisiones de 12 mil toneladas
anuales de bióxido de azufre, a partir de la
producción de combustibles más eficientes
y, sobre todo, más amigables con el medio
ambiente.
En la refinería de Madero, se invertirán más
de mil millones de dólares y los trabajos
estarán a cargo de la compañía ICA Fluor
Daniel. Para el caso de Salamanca se inverPetróleos Mexicanos impulsará la fase II del tirán más de 500 millones de dólares y los
proyecto de combustibles limpios correspon- trabajos estarán a cargo de Samsung
dientes a Diesel Ultra Bajo Azufre para las Engineering.
refinerías de Madero, Tamaulipas; Salamanca, Guanajuato; Minatitlán, Veracruz;
Tula, Hidalgo, y Salina Cruz, Oaxaca.
Este proyecto tendrá un monto de casi 4
mil millones de dólares, de los que 58 por
ciento será de inversionistas privados, se
construirán 12 nuevas plantas y se modernizarán 14 de las ya existentes, en tanto se
instalarán sistemas complementarios y servicios
auxiliares integrados a dichas refinerías.
Una vez que concluyó la etapa de diseño de
las ingenierías básicas, la construcción de
dichas plantas iniciará este mes; su puesta en
operación se tiene prevista durante el primer
semestre de 2018, con lo que se cumplirá
la Norma Oficial Mexicana de Emergencia
9
Por su parte, en la refinería de Minatitlán las inversiones representan 700 millones de
dólares, desarrollando los trabajos la empresa Treunidas México Ingeniería y Construcción,
en tanto en la de Tula se invertirán más de 600 millones de dólares contratándose con
Avanzia Instalaciones; en Salina Cruz el monto será superior a mil millones de dólares,
quedando la obra a cargo del consorcio Foster Wheeler - Arendal.
Tienen contemplado que estos proyectos generarán más de 12 mil empleos directos y 31
mil indirectos, además de que la reducción de importaciones de diesel representará no sólo
un impacto positivo en la balanza comercial del país, sino que impulsará las economías de
las localidades en dónde se realizarán dichos trabajos.
El desarrollo del proyecto de Pemex de combustibles limpios en su fase diesel constituye un
soporte para enfrentar con éxito los retos que representa un ambiente competitivo en el
mercado de combustibles. 10
El Aprovechamiento del Gas Natural Asociado, en la
Exploración y Extracción de Hidrocarburos
El objeto de las disposiciones técnicas para
el aprovechamiento de gas natural es establecer los elementos técnicos y operativos,
los procedimientos, requisitos y criterios
para la evaluación del cumplimiento, y los
procedimientos administrativos para la
supervisión del cumplimiento de las Metas
y Programas de Aprovechamiento de Gas
Natural Asociado.
Estas disposiciones son obligatorias para los
operadores Petroleros que realicen actividades
de Exploración y Extracción de Hidrocarburos,
que involucren la extracción y aprovechamiento del Gas Natural Asociado.
Los operadores petroleros tienen la obligación
de aprovechar y conservar el Gas Natural,
por lo que deberán realizar la planificación
y las acciones e inversiones necesarias para
contar con la capacidad técnica y operativa
que les permita obtener el máximo aprovechamiento y conservación de los volúmenes
de Gas Natural Asociado. Por lo que deberán
de cumplir con lo siguiente:
En caso de existir modificaciones que se
propongan, estas deberán estar acompañadas
de la actualización al referido análisis TécnicoEconómico, a efecto de justificar las acciones,
alternativas y las nuevas Metas a adoptar.
• Para los programas deberán tomar en cuenta
la composición del Gas Natural Asociado, el
volumen de Gas Natural Asociado a producir
al extraer el Petróleo, la distancia entre el
punto de extracción y las instalaciones de
procesamiento del Gas Natural Asociado; el
valor del mismo y por último el Monto de
las inversiones para procesar, transportar o
almacenar o desarrollar y mantener la continuidad operativa de la infraestructura.
• Realizar las inversiones que sean necesarias
en el tiempo para incrementar o mantener el
Aprovechamiento del Gas Natural Asociado
a lo largo del ciclo de vida del yacimiento.
• Promover los esfuerzos para desarrollar proyectos que incrementen el Aprovechamiento.
• Privilegiar la Incineración sobre la Quema
y sólo por cuestiones de seguridad, se
permitirá el Venteo.
•
Elaboración y proyección de los Planes de
Exploración y de Planes de Desarrollo para
la Extracción de Hidrocarburos.
• Deberán presentar a la Comisión sus proyectos
de Programas de Aprovechamiento de Gas
Natural Asociado, los cuales deberán estar
alineados a los Planes de Exploración y a los
Planes de Desarrollo para la Extracción de
Hidrocarburos, en lo relativo a la evaluación
de las alternativas para llevar a cabo el
Aprovechamiento, Conservación o Transferencia del Gas Natural Asociado.
•
11
Lo anterior, conforme a las disposiciones establecidas por la Agencia.
El operador podrá aprovechar el gas natural para autoconsumo, como bombeo Neumático
u otros sistemas artificiales de levantamiento, conservarlo a través de su reinyección al
propio yacimiento u otros, para su posterior aprovechamiento, y para transferencia.
El Operador Petrolero podrá realizar la Destrucción Controlada del Gas Natural, en los
siguientes casos:
Cuando de acuerdo con el Análisis Técnico-Económico.
• Cuando existan circunstancias de caso fortuito o fuerza mayor que impliquen un riesgo
para la operación segura de las instalaciones y el personal.
• Durante las pruebas de pozos que los Operadores Petroleros realicen.
•
Cuando el operador destruya Gas Natural Asociado fuera del Programa de Aprovechamiento de Gas Natural aprobado, este deberá contar con los recursos económicos o con las
previsiones financieras contingentes necesarias para cubrir los daños o perjuicios causados
a la Nación, por causas imputables al Operador Petrolero.
Los operadores deberán proponer a la Comisión la máxima relación gas-aceite dentro de
la cual podrá producir un pozo. Por su parte la Comisión revisará y, en su caso, aprobará
dicha relación dentro del proceso de dictamen y aprobación de los Planes de Desarrollo
para la Extracción.
Conforme a dicho límite, el Operador Petrolero deberá contar con un programa de
seguimiento y cumplimiento de esta relación, incluyendo entre otras acciones, reparaciones
mayores, así como el estrangulamiento y cierre de los pozos que sobrepasen esta máxima
relación gas-aceite. Esta máxima relación gas-aceite tendrá que definirse asegurando la
maximización del factor de recuperación de Hidrocarburos y su evaluación y supervisión.
12
La Meta de las actividades de Exploración se
definirá conforme a las siguientes bases:
En caso de no ser económicamente viable
alcanzar la meta referida en el artículo
anterior, dentro de los tres años siguientes,
• El Operador Petrolero propondrá a la Co- el Operador Petrolero podrá proponer a la
misión en su Programa de Aprovechamiento. Comisión un periodo de ajuste o bien un
• Se deberá tomar en cuenta las tecnologías, porcentaje de Aprovechamiento de Gas
técnicas e infraestructura existente.
Natural Asociado diferente para el Área
• Con base en lo anterior el Operador Contractual o Asignación.
Petrolero señalará los volúmenes de Gas
Natural Asociado que podrán aprovecharse, Del Seguimiento, Supervisión del
mismos que servirán como base para definir Cumplimiento y las Sanciones.
la propuesta de meta, y finalmente.
• La Comisión, revisará el Programa corres- El seguimiento a los Programas de Apropondiente, con el objeto de establecer la vechamiento de exploración se realizará
meta durante toda la etapa exploratoria.
mediante la presentación de un informe
trimestral por parte del Operador Petrolero
el cual contendrá, los resultados de aprovechamiento, el cumplimiento al programa
de mantenimiento para instalación e inicio
de operación de los equipos, el resultado de
los indicadores, así como reporte de eventos
de caso fortuito o fuerza mayor que tengan
o hayan tenido por objeto o por efecto,
desvíos o retrasos en las acciones, inversiones o proyectos a desarrollar, el volumen
de Gas Natural No Aprovechado, y en su
caso, las acciones y el plan correctivo que
llevará a cabo el Operador Petrolero, para
resolver las desviaciones a los Programas de
Aprovechamiento aprobados.
La Meta de Extracción se definirá conforme a
las siguientes bases:
El Operador Petrolero deberá entregar este
informe dentro de los siguientes 10 días
• Alcanzará y mantendrá de manera soste- hábiles posteriores al cumplimiento del
nida un nivel de Aprovechamiento del 98% trimestre a reportar.
anual, Dicha Meta se alcanzará para el caso
de yacimientos convencionales, preferen- La comisión podrá solicitar mas información
temente, dentro de los siguientes tres años y el operador debe de contestar en los siposteriores al inicio de las actividades.
guientes 15 dias después de la notificación.
• La Comisión, revisará el Programa corres- El operador debe de entregar un reporte
pondiente, con el objeto de establecer la mensual con las cifras del balance de Gas
meta durante toda la etapa exploratoria.
Natural Asociado.
13
Se establece el procedimiento para la modificación a los programas, sin que impliquen
cambios a la meta.
Adicionalmente, dentro del primer trimestre de cada año, los Operadores Petroleros
entregarán una actualización de las acciones nuevas e inversiones a desarrollar, para
cumplir con la Meta proyectada para ese año calendario conforme al Formato de Programa
de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado.
El seguimiento a los Programas de Aprovechamiento de Extracción se realizará mediante la
presentación de un informe trimestral por parte del Operador Petrolero el cual contendrá.
Los volúmenes aprovechados, el seguimiento a las acciones, el porcentaje del aprovechamiento, el resultado de los indicadores, las propiedades y la composición, el cumplimiento
al programa de mantenimiento a los equipos, las desviaciones al cumplimiento, así como
su justificación y por último el reporte, en su caso, del seguimiento de los pozos que hayan
sobrepasado la máxima relación gas-aceite señalada.
El Operador Petrolero deberá entregar este informe dentro de los siguientes 10 días hábiles
posteriores al cumplimiento del trimestre a reportar.
Una vez entregados los informes trimestrales a que se refieren los artículos 23 y 24
anteriores, la Comisión podrá emitir observaciones y, en su caso, solicitar al Operador
Petrolero información adicional a la remitida en los informes trimestrales.
El Operador Petrolero adopte o realice acciones no programadas o adicionales a las registradas en el Programa y que tengan por objeto o efecto modificar las Metas, deberá enviar
un aviso a la Comisión, en un plazo no mayor a 10 días hábiles posteriores a la fecha de
entrada en operación. Dicho aviso deberá venir acompañado del nuevo Programa de
Aprovechamiento actualizado, así como dar aviso a la Comisión de cualquier circunstancia
que ponga en riesgo el cumplimiento de las Metas y Programas de Aprovechamiento
aprobados, dentro de los siguientes 10 días hábiles de ocurrido el evento.
14
La Comisión en ejercicio de sus atribuciones Las infracciones a estas Disposiciones Técnicas
en materia de supervisión:
serán sancionadas de acuerdo con los principios y bases establecidos en la Ley de Hidro• Solicitar información relativa a las activi- carburos y de la Asignación o el Contrato para
dades de Aprovechamiento, Conservación y la Exploración y Extracción correspondientes.
Destrucción.
• Acreditar a Terceros para que lleven a cabo
las actividades de supervisión, inspección y
verificación, así como de auditorías referidas
en las Disposiciones Técnicas.
• Solicitar acceso a las bases de datos,
documentación y sistemas que resguarden
la información relativa al Aprovechamiento,
Destrucción o Venteo de Gas Natural
Asociado.
• Realizar visitas de verificación programadas
o no programadas para efectuar la supervisión
presencial a las instalaciones dedicadas al
Manejo de Gas Natural Asociado,
• Solicitar la comparecencia del Operador o
su representante legal
La Comisión sustanciará los procedimientos
• Iniciar un procedimiento administrativo de administrativos correspondientes conforme
evaluación del cumplimiento de las Metas y al artículo 85 fracción II y III y 87 de la Ley
Programas de Aprovechamiento.
de Hidrocarburos y en términos del artículo
• Iniciar un procedimiento de oficio por el 99 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos,
que la Comisión impondrá modificaciones a para supervisar y, en su caso, imponer las
los Programas de Aprovechamiento de Gas sanciones correspondientes.
Natural Asociado y, en su caso, a las Metas
y a los Planes de Exploración y de Desarrollo Lo anterior, tomando en cuenta la gravedad
para la Extracción de Hidrocarburos.
de la infracción y conforme a los procedimientos establecidos en la Ley Federal de
Procedimiento Administrativo.
La aplicación de las sanciones estará a lo
dispuesto en la Ley Federal de Procedimiento
Administrativo.
En la publicación del DOF del 7 de Enero se
agrega el Anexo I Formato para la presentación del Programa de Aprovechamiento de
Gas Natural Asociado, en la Exploración y
Extracción de Hidrocarburos.
15
16