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Memoria de Labores 2007
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5. Resultados operativos
Los retos en exploración y explotación de petróleo crudo y gas natural que enfrenta la industria petrolera nacional son de gran relevancia, ya que se dan en un contexto en que algunos de los campos en explotación de petróleo crudo se encuentran en su etapa natural de declinación, siendo los más importantes de éstos los del Complejo Cantarell, que aportan un volumen cercano a 50 por ciento de la producción actual de petróleo crudo.
El objetivo es mantener una plataforma de producción de crudo del orden de 3.1 millones de barriles diarios y de 6 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, esta última con una tasa de crecimiento mayor al de la demanda.
Para alcanzar el objetivo de producción de petróleo crudo, Petróleos Mexicanos deberá administrar en forma eficiente la declinación de Cantarell y aumentar el grado de certidumbre en la predicción del comportamiento futuro del yacimiento. Para ello dividió al campo en seis bloques, a fin de enfocar las estrategias de explotación que permitan alcanzar los mayores factores de recuperación posibles. En este contexto, se trabaja en tres direcciones.
Desarrollo del proyecto de deshidratación, que consiste en separar, manejar y disponer la producción de agua de algunos pozos del campo.
• En 2007, iniciaron los trabajos correspondientes para la deshidratación del crudo pesado y arrancó la planta de deshidratación de Nohoch-A que incorpora los primeros pozos con problemas de agua.
Perforación de pozos no convencionales para alargar la vida productiva de los pozos y mejorar la distribución del drenado del fluido dentro del yacimiento.
Se formó el Grupo Estratégico Cantarell que tiene por objetivo generar un portafolio robusto de oportunidades a corto plazo, técnica y
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económicamente sustentable, que permita explotar en forma óptima la reserva remanente de aceite, y establecer oportunidades a mediano y largo plazo que mejoren el factor de recuperación del hidrocarburo.
En Ku-Maloob-Zaap, se llevan a cabo inversiones importantes con el propósito de que al final de 2008 se pueda obtener una producción de crudo de alrededor de 800 mil barriles diarios, una vez y media más que la producción alcanzada en 2007, y 22 por ciento de la plataforma de producción total de este hidrocarburo. Asimismo, continúa el desarrollo de Chicontepec, proyecto que representa un reto de grandes proporciones, debido a que no es un yacimiento único como Cantarell, y requiere de la perforación de una gran cantidad de pozos en pequeños yacimientos que sumados aporten un volumen importante de petróleo crudo.
Uno de los aspectos más significativos es la identificación del recurso petrolero prospectivo que se concentra en el sureste y en Aguas Profundas del Golfo de México. Al respecto, en julio de 2007, Pemex-Exploración y Producción y la empresa British Petroleum suscribieron tres convenios de colaboración, uno de carácter general técnico–científico, y dos específicos enfocados al estudio de tecnología marina en aguas profundas y a la inyección de aire para yacimientos, con una duración de cinco años.
En 2007, conforme al marco jurídico vigente, Petróleos Mexicanos suscribió seis convenios de colaboración no comerciales con compañías petroleras internacionales, con el propósito de intercambiar conocimientos tecnológicos para generar mayor producción de crudos pesados e incremento del factor de recuperación en campos terrestres y marinos mediante la aplicación de tecnologías de recuperación mejorada de hidrocarburos. Petróleos Mexicanos contribuye con su experiencia en la exploración y explotación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados.
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Convenios de colaboración 2007
Compañía Alcance
1.- British Petroleum Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.
- Estudio conjunto en tecnología de inyección de aire a yacimientos.
- Estudio conjunto en tecnología marina en aguas profundas.
2.- Petrobrás Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.
- Estudio conjunto en yacimientos carbonatados fracturados.
- Estudio conjunto en yacimientos de crudos pesados.
3.- Statoil Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.
4.- Chevron Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.
- Estudio conjunto en capacitación en aguas profundas.
5.- Shell Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.
- Caracterización de reservas, recuperación de petróleo, productividad de pozos y desarrollo sustentable.
6.- Nexen Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.
Fuente: Petróleos Mexicanos. Pemex-Exploración y Producción
5.1 Exploración y perforación de pozos A partir de 2007, para documentar y transparentar los resultados y evaluar el avance en materia de exploración, se adoptó una estructura con un enfoque hacia el proceso: evaluación del potencial, incorporación de reservas, y delimitación de yacimientos, detallando los aspectos sustantivos en cuencas y proyectos.
Evaluación del potencial petrolero
La evaluación del potencial petrolero se realiza en la Cuenca del Golfo de México Profundo, en los proyectos Golfo de México B y Golfo de
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México Sur; y en las cuencas del sureste en los proyectos Coatzacoalcos, Cuichapa y Reforma. Los principales resultados derivados de las actividades relacionadas con esta actividad fueron los siguientes:
En aguas profundas del área Coatzacoalcos Profundo se perforó y terminó el pozo Lalail 1 en un tirante de agua de 805 metros, para una profundidad total de 3 825 metros, en un área que se considera compleja por la presencia de sal. Se probaron dos intervalos, el primero resultó productor de gas con 18.14 millones de pies cúbicos diarios y el segundo fue productor de gas con 3.2 millones de pies cúbicos diarios.
La sismología 3D tuvo un avance de 9 412 kilómetros cuadrados, 8 936 kilómetros cuadrados más respecto al año anterior. En el estudio Temoa del Proyecto Golfo de México B, el avance fue de 7 052 kilómetros cuadrados; y en la porción terrestre de las Cuencas del Sureste, en el proyecto Reforma, se adquirieron 574 kilómetros cuadrados, por la ampliación del cubo sísmico Herradura Norte, a fin de identificar un mayor número de oportunidades exploratorias.
En noviembre inició la perforación de la localización Chelem 1 con un tirante de agua de 810 metros, ubicada frente a las costas de Coatzacoalcos. Al cierre del ejercicio la perforación alcanzó una profundidad de 2 744 metros.
En 2007 se aprobó la creación del Activo Integral Holok-Temoa, que atenderá las operaciones en el área profunda de Coatzacoalcos, conformada por las áreas estratégicas Anegada Labay, Holok, Temoa y Yoka, básicamente que cubren una extensión de 29 910 kilómetros cuadrados.
Incorporación de reservas
Las actividades relacionadas con el proceso de incorporación de reservas se desarrollan en las cuencas de Burgos, Sabinas, Veracruz y las del sureste, específicamente en los proyectos: Integral Burgos, Integral Veracruz, Comalcalco, Julivá, Reforma, Simojovel, Campeche Oriente, Campeche Poniente y Litoral de Tabasco Marino.
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Durante 2007, el avance registrado de adquisición sísmica 2D fue de 1 121 kilómetros; en el proyecto Almagres 2D bloque Chalca, se adquirieron 802 kilómetros más. El estudio Siberia-Relámpago-Rodrigueño del Activo Integral Burgos, dio inicio en diciembre de 2007. Además, se adquirieron 315 kilómetros en el proyecto Coyula Humapa Cacahuatengo para determinar la extensión de los campos en el área sur de Chicontepec.
La adquisición de sismología 3D en incorporación de reservas, tuvo un avance de 2 437 kilómetros cuadrados, 8 por ciento mayor, respecto al año anterior.
En la Cuenca de Sabinas, el estudio Ulúa-Gato tuvo un avance de 902 kilómetros cuadrados, y en Olmos Sur la adquisición sísmica fue de 247 kilómetros cuadrados, lo anterior originado por disponibilidad anticipada de equipo y permisos. En la Cuenca de Burgos se adquirieron 243 kilómetros cuadrados en el estudio Pandura Sur realizados bajo el esquema de Contratos de Obra Pública Financiada (COPF).
En el programa de incorporación de reservas se terminaron 45 pozos exploratorios.
Delimitación de yacimientos
Las actividades contenidas en el proceso de delimitación de yacimientos consideran las cuencas del sureste en los proyectos Campeche Oriente y Litoral de Tabasco Marino. A partir de 2007, la estrategia exploratoria retoma el programa de delimitación con el propósito de reclasificar reservas que permitan reducir el costo de descubrimiento y desarrollo, y disminuir la incertidumbre para la fase de desarrollo de campos.
Concluyó el pozo Maloob DL 3, productor de aceite con 4 752 barriles por día de 13.5°API. Este resultado contribuyó en forma importante a reclasificar un volumen de 93.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reserva probada, siendo el resultado más significativo de 2007.
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En 2007, los resultados totales de las actividades de exploración y perforación de pozos arrojan la terminación de 659 pozos, tres más que el año anterior, de los cuales 610 fueron de desarrollo (550 terrestres y 60 marinos), y 49 de exploración. Con estos trabajos se obtuvo una producción incremental de 146.3 miles de barriles diarios de crudo y 285 millones de pies cúbicos diarios de gas; se descubrieron 16 campos, cuatro de crudo y 12 de gas y condensado.
La terminación de pozos exploratorios arrojó 24 pozos productores, nueve de crudo, 13 de gas seco, y dos de gas y condensados, con un éxito de 49 por ciento, 2.6 puntos porcentuales más que en 2006. El porcentaje de éxito corresponde únicamente a pozos que han incorporado reservas probadas, conforme a los lineamientos de la Comisión de Valores de los Estados Unidos de América.
Campos descubiertos y éxito comercial en 2007
Cuencas delSureste 5 campos
Burgos5 campos
Golfo de México Profundo
1 campo
40%
73%
Veracruz5 campos
41%
100%
16 campos descubiertos49% de éxito comercial
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Por su parte, en pozos de desarrollo se alcanzó un éxito de 94 por ciento, 1.8 puntos porcentuales más que en el año previo, con 267 pozos de crudo y gas asociado, 302 de gas y condensado; además de dos pozos inyectores terminados y tres pozos correspondientes a proyectos especiales.
En 2007, se realizaron 2 357 intervenciones a pozos, 14.8 por ciento más que las efectuadas el año previo. Con estos trabajos se obtuvo una producción incremental promedio diaria de 223.9 miles de barriles diarios de crudo y 378 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.
En la terminación de pozos, por regiones, la norte contribuyó 73.5 por ciento del total de exploración y 80.3 por ciento de desarrollo, especialmente en el activo Burgos donde se terminaron 21 pozos de exploración y 304 de desarrollo y en Poza Rica-Altamira 168 de desarrollo. En la Región Sur se terminaron seis pozos exploratorios y 66 pozos de desarrollo; sobresalen los activos Cinco Presidentes con 28 pozos, Samaria-Luna con 20 y Bellota-Jujo con nueve. En la Marina Suroeste se terminaron cinco pozos de exploración y seis de desarrollo, mientras que en la Noreste fueron dos y 48 en el orden anterior.
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53
38
2 55
49
6
36
Total Norte Sur Marina Noreste Marina Suroeste
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
Pozos de exploración terminados por región
2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007
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5.2 Producción y distribución de petróleo crudo
En 2007, la producción de petróleo crudo fue de 3 081.7 miles de barriles diarios, volumen menor en 5.3 por ciento respecto al año anterior. Este comportamiento resultó principalmente de la caída en la producción de crudo pesado de 198.3 miles de barriles diarios por la declinación natural mayor que la esperada y al avance del contacto agua-aceite que se presentó en el Activo Integral Cantarell, misma que no fue compensada con la mayor producción en Ku-Maloob-Zaap.
El crudo superligero observó un aumento de 10.1 por ciento, equivalente a 18.2 miles de barriles diarios, mientras que el ligero lo hizo en 6.2 miles de barriles diarios, 10.1 por ciento, respecto a 2006. Estas variaciones en la producción no compensaron la disminución en el volumen producido de crudo pesado.
587
485
38 1948
645
610
66
490
Total Norte Sur Marina Noreste Marina SuroesteFuente: Pemex Exploración y Producción.
Pozos de desarrollo terminados por región
2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007
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Otros factores que influyeron en la caída de la producción total de crudo fueron el cierre de pozos por condiciones climatológicas adversas, como el paso del huracán Dean en agosto, y por la ejecución de los trabajos de libranza operativa realizados en las plataformas Akal C7 y C8.
Por regiones, la Marina Noreste continuó siendo la que más aporta a la producción total de crudo, con un volumen de 2 023.7 miles de barriles diarios, es decir 65.7 por ciento. En esta región resalta el Activo Integral Cantarell con 1 496.5 miles de barriles diarios.
• La producción del Activo Integral Cantarell, disminuyó 16.9 por ciento respecto a 2006, equivalente a 304.4 miles de barriles diarios. Por su parte, el activo Integral Ku-Maloob-Zaap superó su producción en 123.4 miles de barriles diarios, volumen 30.6 por ciento mayor al año previo.
La Región Marina Suroeste aportó 16.4 por ciento equivalente a 505.9 miles de barriles diarios, en donde sobresalen los campos Ixtal y Sinán por aumentos en su producción de 44.5 y 25.3 por ciento, respectivamente.
2 387.0 2 243.8
802.3 831.5 837.7
2 045.4
198.6 180.4 144.1
2005 2006 2007Fuente: Base de Datos Institucional.
Ligero
Pesado
3 333.3 3 255.6 3 081.7Superligero
Producción de crudo por tipo(miles de barriles diarios)
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La Región Sur productora sobre todo de crudo ligero y superligero contribuyó 15.1 por ciento, al producir 465.2 miles de barriles diarios; aquí sobresalen los campos Samaria, Jujo, Iride y Puerto Ceiba quienes aportan 42 por ciento de la producción de la región.
Por su parte, la Región Norte contribuyó 2.8 por ciento del total con un volumen de 86.9 miles de barriles diarios.
Por tipo de crudo, el pesado constituyó la mayor parte de la producción total al aportar 2 045.4 miles de barriles diarios, equivalente a 66.4 por ciento, el crudo ligero con 837.7 miles de barriles diarios contribuyó 27.2 por ciento, y el crudo superligero con 198.6 miles de barriles diarios representó 6.4 por ciento.
La disponibilidad de petróleo crudo, naftas (gasolinas naturales) y condensados fue de 3 083.8 miles de barriles diarios, 5.4 por ciento menor respecto de 2006. Cabe destacar que en 2007 no se envió crudo a maquila por concluir el contrato con la refinería de Deer Park en Estados Unidos.
Al Sistema Nacional de Refinación se enviaron 1 230.9 miles de barriles diarios, 0.9 por ciento menos que el año anterior, equivalente a 39.9 por ciento del total disponible. La participación del crudo pesado en el volumen destinado a refinerías fue de 39.8 por ciento, 0.6 puntos por ciento menor.
A La Cangrejera se destinaron 125.5 miles de barriles diarios, 2.6 por ciento más que en 2006. El volumen entregado a este complejo petroquímico correspondió en especial a crudo ligero y superligero, que tuvieron una participación de 62.8 y 24.5 por ciento, respectivamente.
A terminales de exportación se destinaron 1 701.3 miles de barriles diarios, volumen 4.9 por ciento menor al registrado en 2006, lo que representó 55.2 por ciento de la disponibilidad. El volumen de crudo pesado enviado a terminales fue de 87.4 por ciento, en tanto que de crudo superligero fue de 10.2 por ciento y la diferencia de crudo ligero.
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El movimiento de inventarios, el empaque y las diferencias estadísticas representaron 0.8 por ciento.
5.3 Producción y distribución de gas natural
La producción de gas natural alcanzó 6 058.5 millones de pies cúbicos diarios, con una variación positiva de 13.1 por ciento respecto al año previo, del total 56.9 por ciento fue gas asociado y la diferencia no asociado. Enmarcado en la tendencia ascendente en la producción de gas natural, que permitió alcanzar una serie de máximos sucesivos a lo largo del año, el 27 de octubre de 2007 se obtuvo el máximo histórico para un día con un volumen de 6 611.4 millones de pies cúbicos.
En 2007 todas las regiones aumentaron su producción, en especial las marinas y la Norte. En esta última destacan los activos Burgos, por la productividad de sus pozos; Veracruz por la variación positiva en su
producción; y Poza Rica-Altamira debido a la optimización de sus operaciones e infraestructura; en la Región Marina Noreste sobresale
2 954.1 3 090.0
1 863.92 266.1
2 613.0
3 445.4
2005 2006 2007Fuente: Base de Datos Institucional.
Asociado
No asociado
4 818.05 356.1
6 058.5
Producción de gas natural por tipo(millones de pies cúbicos diarios)
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Cantarell por el incremento en la producción de pozos con alta relación gas-aceite, y en la Marina Suroeste el activo Litoral de Tabasco.
La producción de gas asociado fue de 3 445.4 millones de pies cúbicos diarios lo que representó un aumento de 11.5 por ciento con relación al año anterior, debido en particular a la mayor producción de las regiones marinas, en especial de la Noreste.
La producción de gas asociado en el activo Cantarell fue de 944.9 millones de pies cúbicos diarios, 31.7 por ciento más que en 2006, mientras que en el activo Litoral de Tabasco fue de 448.4 millones de pies cúbicos diarios, 30.5 por ciento superior al año anterior.
Por su parte, la producción de gas no asociado alcanzó 2 613 millones de pies cúbicos diarios, 15.3 por ciento mayor con respecto al año precedente.
La Región Norte produjo 2 424.2 millones de pies cúbicos diarios, 92.8 por ciento del total de gas no asociado, donde sobresalen los activos Burgos y Veracruz que registraron una producción de 1 411.8 y 920.8 millones de pies cúbicos diarios, respectivamente. Esta región constituye un factor fundamental en el incremento de la producción, con una tasa de crecimiento anual de 13.6 por ciento en los últimos seis años.
Al cierre de 2007, mediante los Contratos de Obra Pública Financiada se alcanzó una producción de 189.4 millones de pies cúbicos diarios, cantidad que representó 13.4 por ciento de la producción total del Activo Integral Burgos.
La disponibilidad de gas natural, en 2007, ascendió a 7 211.1 millones de pies cúbicos diarios, 9.7 por ciento mayor a la del año previo. De la disponibilidad total 84 por ciento provino de la producción en campos y la diferencia de plantas de gas.
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Pemex-Exploración y Producción consumió 785.3 millones de pies cúbicos diarios, 10.9 por ciento de la disponibilidad, en operación e inyección a yacimientos.
El envío a la atmósfera de gas natural fue de 546.9 millones de pies cúbicos diarios, volumen 102.2 por ciento superior al del año anterior, debido a problemas operativos y al mantenimiento de los equipos de compresión en plataformas, al incremento en el contenido de nitrógeno en la producción de la Región Marina Noreste, a las libranzas realizadas en la línea de Atasta a Ciudad Pemex-Nuevo Pemex y a la contingencia ocasionada por explosiones en dos gasoductos de Pemex-Gas y Petroquímica Básica.
Pemex-Gas y Petroquímica Básica recibió 5 620.9 millones de pies cúbicos diarios, lo que representó 77.9 por ciento de la disponibilidad.
La diferencia correspondió al encogimiento en compresión y transporte, al envío a Pemex-Refinación, al envío de CO2 a la atmósfera y su inyección a yacimientos y a diferencias estadísticas.
Durante 2007, Pemex-Exploración y Producción realizó diversas actividades para la comercialización e incorporación al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), del gas húmedo dulce proveniente del campo Nejo, del Activo Integral Burgos. En diciembre, incorporó la producción de gas natural del campo Tinta, a dicho sistema, mediante la celebración de un contrato de prestación de servicios de transporte con Pemex-Gas y Petroquímica Básica, el cual permite manejar este hidrocarburo bajo condiciones distintas a las establecidas en las Condiciones Generales de Transporte del SNG.
Con objeto de garantizar que la producción de gas natural, proveniente del desarrollo de los campos ubicados en los activos integrales Burgos y Veracruz fuera comercializada, Pemex-Exploración y Producción llevó a cabo las negociaciones correspondientes con Pemex-Gas y Petroquímica Básica para realizar las interconexiones al SNG en los puntos Nejo, Tinta, Papán y Mareógrafo. Los dos últimos, concluirán a principios de 2008.
En cumplimiento al Reglamento de Gas Natural, Pemex-Exploración y Producción gestiona ante la Comisión Reguladora de Energía, la
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obtención de los permisos de transporte de gas natural para usos propios de las interconexiones La Isla y Tecominoacán 119, ubicadas en la Región Sur, las cuales suministrarán gas natural para el sistema artificial de producción de bombeo neumático de los campos en explotación.
5.4 Proceso del gas natural y líquidos del gas
El proceso de gas húmedo en plantas alcanzó 4 287.9 millones de pies cúbicos diarios, 3.3 por ciento mayor a 2006, debido principalmente a la mayor producción y oferta de gas húmedo dulce. De esta forma, el proceso de gas húmedo dulce fue de 1 125.5 millones de pies cúbicos diarios, 18.5 por ciento superior al año anterior, mientras que de gas húmedo amargo fue de 3 162.4 millones de pies cúbicos diarios, con una variación negativa de 1.3 por ciento.
La producción de gas seco fue de 3 546.4 millones de pies cúbicos diarios 3 por ciento superior a 2006, sobre todo por la mayor oferta de gas húmedo dulce. Sobresale el crecimiento de la producción en el Complejo Procesador de Gas Burgos que alcanzó 763.3 millones de pies cúbicos diarios, 24.8 por ciento más que el año anterior.
3 146.93 444.5 3 546.4
2005 2006 2007
Producción de gas seco(millones de pies cúbicos diarios)
Fuente: Base de Datos Institucial.
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El endulzamiento de las corrientes amargas de gas húmedo y condensados en plantas de gas permitieron obtener 658.8 miles de toneladas de azufre, 7.4 por ciento menos que en 2006.
La producción de líquidos totales, integrados por etano, gas licuado, gasolinas naturales y otros productos, fue de 404.8 miles de barriles diarios, 7.2 por ciento menor a la de un año antes, por su parte, el proceso de condensados, de 78.8 miles de barriles diarios, disminuyó 21.8 por ciento debido a la reducción en el recibo de condensados por parte de Pemex-Exploración y Producción.
5.5 Producción de petrolíferos y gas licuado
Petróleos Mexicanos tiene la responsabilidad de elaborar productos de alta calidad a precios competitivos para garantizar el suministro de productos petrolíferos en el país, con las especificaciones de calidad que demande el mercado, y asegurar el cumplimiento de la normatividad ambiental y el suministro de gasolinas y diesel de ultra bajo azufre (UBA) en los próximos años. Para ello realiza la mejora continua de sus procesos de refinación, incorpora tecnologías de vanguardia y capacita en forma permanente a su personal.
Durante 2007, el volumen total de crudo procesado en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) fue de 1 269.8 miles de barriles diarios, 1.1 por ciento menor con respecto al año previo.
Tres de las seis refinerías mostraron incrementos, sobre todo Tula, con un volumen procesado 6 por ciento mayor al registrado en 2006. Le siguió en importancia Cadereyta con 1.5 por ciento y, en menor medida, Minatitlán con 0.9 por ciento. En cuanto a las refinerías de Madero, Salamanca y Salina Cruz disminuyeron su proceso 5.3, 4.5 y 6.4 por ciento, en el orden citado.
Los factores que explican la variación en el volumen procesado fueron el retraso en el desalojo de productos por condiciones climatológicas adversas; menor calidad del crudo recibido por alto contenido de sedimentos, agua, sal y metales pesados; problemas operativos en las
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plantas primarias de las refinerías de Madero y Salina Cruz; altos inventarios de combustóleo y fallas de energía eléctrica en Minatitlán; por problemas de suministro de gas derivado de los ataques a los gasoductos y oleoductos en Salamanca.
Proceso de petróleo crudo por refinería (miles de barriles diarios)
Refinería 2005 2006 2007 Variación (%)
2007-2006
Total 1 284.4 1 284.2 1 269.8 -1.1
Cadereyta 194.6 207.2 210.2 1.5
Madero 141.9 149.3 141.4 -5.3
Minatitlán 162.6 168.6 170.1 0.9
Salamanca 197.0 196.4 187.6 -4.5
Salina Cruz 292.7 290.0 271.5 -6.4
Tula 295.6 272.7 288.9 6.0
Fuente: Base de Datos Institucional.
En 2007, la producción total de petrolíferos y gas licuado fue de 1 511.3 miles de barriles diarios, 2.2 por ciento menor que la de 2006 principalmente por un menor proceso de crudo. Por grupo de productos, sólo el diesel y algunos del renglón de otros productos, observaron variaciones positivas con respecto a 2006.
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La producción de gas licuado fue de 225.5 miles de barriles diarios, 6.3 por ciento menor con respecto a 2006. Esta variación provino de un descenso en el proceso de líquidos del gas y condensados, fundamentalmente por la reducción en la disponibilidad de gas húmedo amargo, entre otras causas por un alto contenido de nitrógeno, y a los desvíos de gas húmedo dulce a bombeo neumático, que impactó en forma negativa la producción de este hidrocarburo.
La elaboración de gasolinas automotrices fue de 451.8 miles de barriles diarios, volumen similar al de 2006. Cabe destacar, que a partir de
1 511.31 545.51 554.3
2005 2006 2007Fuente: Base de Datos Institucional.
Elaboración de petrolíferos(miles de barriles diarios)
30.6 25.4
215.4 215.3 198.9
26.6
2005 2006 2007Fuente: Base de Datos Institucional.
Refinerías
Plantas de gas
240.7 225.5
Producción de gas licuado por su origen(miles de barriles diarios)
246.0
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septiembre de 2006 inició la producción de gasolina Pemex Premium de ultra bajo azufre.
La estrategia fue reducir gradualmente el contenido de azufre a 200 partes por millón (ppm) en julio y a 100 en agosto para alcanzar 30 ppm a finales del año.
En 2007, la producción de Pemex Premium UBA fue de 26.1 miles de barriles diarios y se produce en Salina Cruz, Cadereyta, Madero y Salamanca, y en menor proporción en Tula.
La producción de diesel fue de 334 mil barriles diarios, 1.8 por ciento superior a la de 2006. De Pemex Diesel se elaboraron 326.2 miles de barriles diarios, 2.5 por ciento arriba del obtenido el año anterior. La producción de turbosina fue de 66.3 miles de barriles diarios, cantidad 2.3 por ciento mayor a la de 2006, no obstante la decisión de producir preferentemente más diesel que este combustible.
En el caso del combustóleo, la producción se ha reducido de forma simultánea a la mejora de los rendimientos en las refinerías para la
412.0 413.7 425.7
35.0 38.2 26.1
2005 2006 2007Fuente: Base de Datos Institucional.
Pemex Premium
Pemex Magna
448.6 451.8
Elaboración de gasolinas automotrices(miles de barriles diarios)
450.2
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elaboración de destilados. De esta forma, en 2007, su nivel de producción muestra un descenso de 24.2 miles de barriles diarios si se compara con el volumen alcanzado en 2006.
En 2007, el rendimiento de gasolinas y diesel, a partir del crudo procesado, observó un incremento de 0.4 y 0.6 puntos porcentuales, respectivamente, con respecto al año previo; mientras que el del combustóleo 1.6 puntos porcentuales inferior. Este comportamiento se refleja en la obtención de productos de mayor valor agregado y calidad ecológica.
Por lo que respecta, al retorno de productos petrolíferos por maquila de crudo en el exterior sólo se recibieron en el mes de enero 26.4 miles de barriles diarios, lo que representó un promedio anual de 2.2 miles de barriles diarios, en virtud de que en 2007 no se renovó el contrato con la refinería de Deer Park, en Estados Unidos. Este retorno resultó del envío de crudo que se efectuó en diciembre de 2006.
5.6 Producción de petroquímicos
En 2007, la producción de petroquímicos alcanzó 11 756.1 miles de toneladas, cantidad 7.3 por ciento superior a la de 2006. Este volumen se integró por petroquímicos provenientes de Pemex-Petroquímica, 63.8 por ciento; de Pemex-Gas y Petroquímica Básica, 26.7 por ciento; y de Pemex-Refinación, 9.5 por ciento.
La producción de petroquímicos básicos fue de 3 137.5 miles de toneladas, lo que representó un aumento de 3 por ciento con relación a 2006, y no incluye 3 273.3 miles de toneladas de gasolinas naturales (naftas) provenientes de los complejos procesadores de gas. El comportamiento a la alza de los petroquímicos básicos fue resultado de la incorporación de la producción de butanos y pentanos del Complejo Petroquímico La Cangrejera, del incremento de 10.1 por ciento en la producción de materia prima para negro de humo y de la disminución en la producción de etano de 5.8 por ciento.
Petróleos Mexicanos
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La elaboración de petroquímicos desregulados por 8 618.6 miles de toneladas, representó un incremento de 8.9 por ciento respecto del año previo, debido principalmente a una mayor producción en todas las cadenas con excepción de la de derivados del etano.
En los derivados del metano la producción fue de 1 882.6 miles de toneladas superior en 31.1 por ciento respecto a 2006, debido a una mayor producción de amoniaco, destinada a la elaboración de urea, y de anhídrido carbónico, que compensó la disminución en la de metanol.
Los derivados del etano mostraron una reducción de su producción para ubicarse en 2 606.7 miles de toneladas, volumen 5.1 por ciento menor con relación a 2006. Este comportamiento fue resultado de variaciones en el suministro de etano, de mantenimiento en el Complejo Petroquímico Morelos y falta de etileno en el de Escolín que afecto la producción, en especial de etileno y óxido de etileno.
Los aromáticos y derivados registraron una producción de 1 337.6 miles de toneladas, que superó en 248.6 miles de toneladas, la del año anterior, debido principalmente a la incorporación de 253 mil toneladas de gasolina amorfa en el Complejo Petroquímico La Cangrejera.
En propileno y derivados destaca la reactivación de producción de acrilonitrilo en el Complejo Petroquímico Tula, lo que permitió alcanzar una producción de 391.7 miles de toneladas, y superar en 42.7 miles de toneladas la producción de 2006.
Memoria de Labores 2007
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La elaboración de otros productos fue de 2 400 miles de toneladas 4.7 por ciento superior a la de 2006. Este comportamiento refleja, principalmente, la incorporación de la producción de nafta pesada de La Cangrejera, que compensó la reducción de 4.4 por ciento en la producción de azufre.
Producción de petroquímicos
(miles de toneladas)
Producto 2005 2006 2007 Variación (%)
2007-2006
Total 10 603.5 10 960.6 11 756.1 7.3
Básicos 3 091.7 3 046.6 3 137.5 3.0
Desregulados 7 511.8 7 914.0 8 618.6 8.9
Derivados del metano 1 267.9 1 435.7 1 882.6 31.1 Derivados del etano 2 440.0 2 747.7 2 606.7 -5.1 Aromáticos y derivados 1 187.3 1 089.0 1 337.6 22.8 Propileno y derivados 462.0 349.0 391.7 12.2 Otros 2 154.5 2 292.6 2 400.0 4.7
Fuente: Base de Datos Institucional.
